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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción

Asignación A E-0056-2 M- M ezca I a pa-06

Campo Cibix

Pemex Exploración y Producción Julio 2079

Comi ión NdcionJI �de Hidrocarburos

Contenido

CONTENIDO ............................................................................................................................................ 2

l. DATOS GENERALES DEL ASIGNATARIO ........................................................................... 3

11. RELACIÓN CRONOLÓGICA DEL PROCESO DE REVISIÓN Y EVALUACIÓN DE LA

INFORMACIÓN .......................................................................................................................... 7

111. CRITERIOS DE EVALUACIÓN UTILIZADOS ....................................................................... 8

IV. ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE LOS ELEMENTOS DEL PLAN ........................................ 9

A) CARACTERÍSTICAS GENERALES ........................................................................................................................... 9

B) PLAN DE DESARROLLO PARA LA EXTRACCIÓN .............................................................................................. 11

C) ANÁLISIS TÉCNICO DE LA SOLICITUD DEL PLAN DE DESARROLLO ............................................................ 14

D) ANÁLISIS ECONÓMICO ........................................................................................................................................ 23

E) MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ............................................... 29

F) COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................................................... 39

G) PROGRAMA APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ................................................................................. .40

V. MECANISMOS DE REVISIÓN DE LA EFICIENCIA OPERATIVA EN LA EXTRACCIÓN

Y MÉTRICAS DE EVALUACIÓN DEL PLAN ..................................................................... 42

VI. SISTEMA DE ADMINISTRACIÓN DE RIESGOS ................................................................ 44

VII. PROGRAMA DE CUMPLIMIENTO DE CONTENIDO NACIONAL. ............................... 45

VIII. RESULTADO DEL DICTAMEN TÉCNICO ........................................................................... 46

AJ ACELERAR EL DESARROLLO DEL CONOCIMIENTO DEL POTENCIAL PETROLERO DEL PAÍS ................ .47

BJ ELEVAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN Y LA OBTENCIÓN DEL VOLUMEN MÁXIMO DE PETRÓLEO CRUDO Y DE GAS NATURAL EN EL LARGO PLAZO, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES . .47

CJ LA REPOSICIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS, COMO GARANTES DE LA SEGURIDAD ENERGÉTICA DE LA NACIÓN .............................................................................................................................. 47

O) PROMOVER EL DESARROLLO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN DEHIDROCARBUROS EN BENEFICIO DEL PAÍS .................................................................................................. .48

E) LA TECNOLOGÍA Y EL PLAN DE PRODUCCIÓN QUE PERMITAN MAXIMIZAR EL FACTOR DE RECUPERACIÓN, EN CONDICIONES ECONÓMICAMENTE VIABLES ............................................................ 48

F) EL PROGRAMA DE APROVECHAMIENTO DEL GAS NATURAL ...................................................................... 48

GJ MECANISMOS DE MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .............................................. .48

IX. RECOMENDACIONES ................................................................................................................... 51

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l. Datos generales del Asignatario

El Asignatario promovente del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de

las Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06 (en adelante, Asignación); correspondiente al

Campo Cibix, es la empresa productiva del Estado, Petróleos Mexicanos, a través de

Pemex Exploración y Producción (en adelante, PEP o Asignatario). por medio de la

Gerencia de Cumplimiento Regulatorio adscrita a la Subdirección de Administración del

Portafolio Exploración y Producción, con facultades para representar a PEP en términos

de los artículos 44, fracción I y 46, fracción XII del Estatuto Orgánico de PEP publicado en

el Diario Oficial de la Federación (en adelante, DOF) el 5 de enero de 2017.

El Campo Cibix fue descubierto con la perforación del pozo Cibix-1, el cual inició su

perforación el 8 de agosto de 2017 y fue descubridor de 18 unidades de flujo en las arenas

del Mioceno Superior, encontrando producción de hidrocarburos en el intervalo 3,500 -

3,516 md.

Posterior al descubrimiento, el Operador realizó actividades de caracterización inicial y

evaluación que le permitieron determinar el potencial de los yacimientos, información

que se encuentra documentada en el Informe de Evaluación del Campo.

El Campo se encuentra dentro de la Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06. En la Tabla 1,

se muestran los datos generales.

Asignacion

Estado y municipio

Superficie

Fecha de emision

Vigencia

Tipo de Asignación

Profundidad para extraccion

Profundidad para exploración

Yacimientos y/o Campos

Colindanc,as

Otras Caracteristicas

AE-0056-2M-Mezcalapa-06

Chiapas, Tabasco

1,085.396 km2

27 de agosto de 2014

22 años a partir del 27 de agosto de

2017

Exploración y Extracción de

Hidrocarburos

Todas las formaciones geológicas

Todas las formaciones geológicas

Mioceno Superior

5 km al campo Ayapa y 8 km al

campo Tintal

Campo propuesto para desarrollo.

Tablo 1. Datos generales de lo Asignación.

(Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)

El campo Cibix se localiza dentro del polígono de la asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-

06 a una distancia de 6.4 km de Jalpa de Méndez, Tabasco y a 30.12 km de la ciudad de

Villahermosa, Tabasco. En la Fig. l se muestra la ubicación de la Asignación y del Campo.

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440000 .!50000 �000 4/0000 -t80000 '1�0000 5000CO !> 0000 ..__,_...___-<--_....._ _ _,___--1--.1 ----'-•

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A90000 500000

Fig. 1. Ubicación del polígono de evaluación.

(Fuente: Comisión)

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1

8

En la Tabla 2 se muestran las coordenadas geográficas de la Asignación AE-0056-2MMezcalapa-06, abarcando un área de 1,085.396 km2

.

18º1S'00"N 93º00'00"W

j17

º58'30"N 93º00'00"W

17°58'30"N 93º01'30"W

17º59'00"N 93º

01'30"W

17º59'00"N 93°

03'00"W

17°54'30"N 93º03'00"W

17º54'30"N 93°04'00"W

17º54'00"N 93º04'00"W

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"777

17º54'00"N 93º04'30"W

17°57'00"N 93º04'30"W

17°57'00"N 93º0.8'30"W

17º57'30"N 93º08'30"W

17º57'30"N 93º09'30"W

lBº00'00"N 93º09'30"W

lBº00'00"N 93º13'00"W

17º59'30"N 93º13'00"W

17º59'30"N 93º14'30"W

17°57'30"N 93º14'30"W

17º57'30"N 93º15'30"W

17º58'00"N 93º15'30"W

17º58'00"N 93º16'00"W

17º58'30"N 93º16'00"W

17º58'30"N 93º16'30"W

17º59'00"N 93º16'30"W

l7º59'00"N 93º18'00"W

17º59'30"N 93º18'00"W

17º59'30"N 93º20'00"W

18º1S'00"N 93º20'00"W

Tabla 2. Coordenadas de los vértices de la Asignación AE-0056-2M-Mezcalpan-06

(Fuente: Comisión con la información entregada por PEP)

Adicionalmente, en la Tabla 3 se muestran las coordenadas del polígono de evaluación,

el cual se encuentra dentro de la Asignación y contiene en su totalidad al Campo.

Abarcando un área de 12.976 km2.

Vértice Latitud Longitud

. •• 93º05'00"W

2 18º14'00"N 93º05'00"W

3 18°14' 00"N 93º04'30"W

4 18º13'00"N 93º04'30"W

5 18º13'00"N 93º0S'00"W

6 18º12'30"N 93º05'00"W

7 18º12'30"N 93º06'30"W

8 18º14'30"N 93º06'30"W

9 18º14'30"N 93º06'00"W

10 18º15'00"N 93º06'00"W

11 lBºlS'00"N 93º0S'00"W

Tabla 3. Coordenadas de los vértices del polígono de evaluación.

(Fuente: Comisión con la información entregada por PEP}

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Cabe hacer mención que las Actividades Petroleras materia del presente dictamen

deberán estar acotadas al polígono de desarrollo conforme al Término y Condición

Quinto, inciso C) del Título de Asignación; PEP podrá continuar realizando actividades de Exploración y Evaluación conforme al Plan de Exploración o Programa de Evaluación

aprobado por esta Comisión en el resto del Área de la Asignación hasta la terminación

del periodo correspondiente.

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777

6

11. Relación cronológica del proceso de revisión y evaluación

de la información

El proceso de evaluación técnica y económica, así como la elaboración del Dictamen Técnico

del Plan de Desarrollo realizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (en adelante,

Comisión), involucró la participación de cuatro Direcciones Generales: la Dirección General de

Dictámenes de Extracción, la Dirección General de Reservas, la Dirección General de Medición

y Comercialización de Producción y la Dirección General de Prospectiva y Evaluación

Económica. Además, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio

Ambiente del Sector Hidrocarburos (en adelante, ASEA), quien es la autoridad competente

para evaluar el Sistema de Administración de Riesgos y la Secretaría de Economía (en adelante,

SE). quien es la autoridad competente para evaluar el porcentaje de Contenido Nacional.

En la Fig. 2 se muestra el diagrama generalizado del proceso de evaluación, dictamen y

resolución respecto del Plan de Desarrollo presentado por PEP para su aprobación y posterior

al Manifiesto de Evaluación relacionado con la Declaración de comercialidad de los

hidrocarburos en el Campo Cibix, presentado a la Comisión el 20 de marzo de 2019. Lo anterior

se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente CNH:SS.7/3/22/2019

Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06 (Campo

Cibix) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de la Comisión.

Oficio

PEP-DG-SAPEP

GCR-1967-2019

PEP-+ CNH

Presentación del

Plan de Desarrollo

26/06/2019

Oficio

250.390/2019

15/07/2019

CNH-+ SE Cumplimiento Contenido

Nacional

CNH -+ASEA Sistema de Administración

de Riesgos

Oficio

PEP-DG-SAPEP-

2249-2019

PEP-+ CNH Atención a la

Prevención

26/07/2018

Oficio

250511/2019

09//08/2019

1 comparecencia 19/07/19

1 alcance de información

Fig. 2. Cronología del proceso de evaluación, dictamen y resolución.

(Fuente: Comisión)

CNH

Presentación al órgano de Gobierno

20/08/2019

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111. Criterios de evaluación utilizados

De conformidad con el Título de Asignación el plazo para la presentación del Plan de Desarrollo

para la Extracción será de 120 días contado a partir de la declaración de cualquier

Descubrimiento Comercial la cual fue presentada por el Asignatario ante la Comisión el 20 de

marzo de 2019, derivado de lo anterior, se verificó que el Plan de Desarrollo presentado por PEP

fuera congruente y diera cumplimiento al artículo 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos,

con base en la observancia de las Mejores Prácticas de la Industria, tomando en consideración

que la tecnología y el Plan de Desarrollo propuesto permitan maximizar el Factor de

Recuperación en condiciones económicamente viables, el programa de aprovechamiento de

Gas Natural y los mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos.

Aunado a lo anterior, la Comisión consideró las bases previstas en el artículo 39 de la Ley de

Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (en adelante, LORCME) y los

principios, criterios y elementos contenidos en los artículos 7 y 8 de los "LINEAMIENTOS que

regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y supervisión del cumplimiento de

los planes de exploración y de desarrollo para la extracción de hidrocarburos, así como sus

modificaciones" (en adelante, Lineamientos), para la evaluación técnica de la viabilidad del

conjunto de actividades programadas y montos de inversión propuestos en el Plan de

Desarrollo, (en adelante, Plan).

Asimismo, se realizó el análisis de la información considerando los requisitos establecidos en

los artículos 7, 8, fracción 11, 11, 12, fracción 11, 19, 20 y el Anexo 11 de los Lineamientos.

Cabe señalar, que el presente Dictamen se emite en atención a que PEP manifestó

expresamente presentar el Plan de Desarrollo para la Extracción de conformidad a lo

establecido en el Transitorio Séptimo de los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de

Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, publicados en el DOF el 12 de

abril de 2019.

Adicionalmente, se realizó el estudio de la propuesta de Plan de Desarrollo al amparo de las

consideraciones establecidas en los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de

Hidrocarburos (LTMMH) así como respecto de las Disposiciones Técnicas para el

aprovechamiento del gas natural asociado, en la exploración y extracción de hidrocarburos

(Disposiciones para el aprovechamiento de gas).

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v. Anáfisis y Evaluación de los elementos del Plan

a) Características Generales

Las principales características generales, geológicas, petrofísicas y las propiedades de los fluidos de los yacimientos del Campo se muestran en la

Tabla 4, mientras que en la Figura 3 se observan los yacimientos de interés de la formación del Mioceno Superior.

Área (km2) 1.3 0.8 0.6 0.4 0.4 0.5 0.5 0.4 0.6 0.8 0.5 0.5 2 1.8 1.7 1.6 2.5 2.2

Tipo de Aceite Aceite Gas Aceite Gas Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Aceite Hidrocarburos Volátil Volátil Volátil Volátil negro negro negro negro negro negro negro negro negro neqro negro negro Profundidad Promedio 2,999 2,863 2,802 2,720 26,90 2,601 2,557 2,504 2,486 2,436 2,377 2,335 1 2,291 1 2,257 1 2,222 1 2,184

1 2,111 1 2,046

(mvbnm) Porosidad (%)

1 1 (Efectiva 25 26/ 1 23 1 25 1 22 1 28 1 25 1 29 1 29 1 25 1 26 1 27 1 27 1 25 1 25 1 26 1 23 1 27 promedio) Densidad aceite (ºAPI) @ 1 40.6 1 40.6 1 1 40.6 1 1 40.6 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 23.7 1 20.5 1 19.3 1 19.3 c.s. Viscosidad (cp) [email protected]. 0.26 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2.16 1 2.28 1 1 4.77

Bo (m3/m3) 1 1.707 1 1.707 1 0.0047 1 1.707 1 0.0047 1 1.707 1 1.18 1 7.18 1 1.18 1 7.1805 1 7.1805 1 7.1805 1.1805 1 l.1805 1 1.1805 1 7.1805 1 1.189 1 1.189 inicial y actual

Presión de saturación 1 312.2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 201.484 1 201.947 1 1 188.786 (kg/cm2) Presión inicial

1 320 1 308 1 301.4 1 293 i 286.2 i 275.8 i 277.4 1 265.l 1 263.6 1 259.3 1 251.4 1 248.9 1 244.7 1 241.6 1 236.7 1 231.2 1 226.1 1 218.4(kg/cm2) Presión actual (kg/cm2)@ I 3018.8 mvbnm 320 1 308 1 301.4 1 293 i 286.2 i 275.8 i 277.4 i 265.l 1 263.6 1 259.3 1 251.4 1 248.9 1 244.7 1 241.6 1 236.7 1 231.2 1 226.1 1 218.4

(kg/cm2)

J-__ Tablo 4. Característicos generales del Campo

{Fuente: Comisión con información presentado por PEP).

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Fig.3. Yacimientos de interés de la formación Mioceno superior.

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

SE

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11111

-

... -

-

En la Tabla 5 se muestra el volumen original, así como la Reserva de aceite y gas

estimados por PEP, y que serán presentadas al l de enero de 2020.

Yacimiento

MS-10

MS-11

MS-12

MS-13

MS-14A

MS-14B

MS-14C

MS-1S

MS-17

MS-18

Total

Volumen original

Gas Aceite

natural (MMb)

(MMMpc)

4.4

7.9

3 4.1

0.1 S.3

1.4 1.8

3.5 4.7

1.6 2.2

3.3 4.4

2.2 0.8

1.3 0.5

1.7 0.7

1S 5.8

10.6 4.1

10.3 4

12.5 4.8

22.2 8.6

16.7 6.4

119.9 85.89

Aceite

(MMb)

lP

� 2P

-

0.6 0.6

o o

0.1 0.1

o o

o 0.2

0.8 0.8

o 0.5

o 0.1

o 0.lo 0.lo o

2 2

0.9 0.9

0.7 0.7

1.5 1.5

2.3 2.3

o 0.6

12.09 13.17

Reservas

-

Gas natural

(MMMpc)

3P lP 2P 3P

• 1111&1111 •

0.6 2.9 2.9 2.9

o o 7 7

0.1 0.2 0.2 0.2

o 3.4 3.4 3.4

0.2 o 0.3 0.3

0.8 0.4 0.4 0.4

0.5 o 0.2 0.2

0.1 o 0.1 0.1

0.1 o 0.1 0.1

0.1 o 0.1 0.1

o o o o

2 2 2 2

0.9 0.9 0.9 0.9

0.7 0.5 0.5 0.5

1.5 1.2 1.2 1.2

2.3 2.9 2.9 2.9

0.6 o 0.2 0.2

13.17 25.10 32.91 32.91

Tabla 5 Volúmenes originales y reservas de aceite y gas cuantificados para el Plan de Desarrollo

(Fuente: Comisión con la información presentada por PEP)

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777

b) Plan de Desarrollo para la Extracción

PEP evaluó 3 diferentes alternativas de desarrollo para la extracción de hidrocarburos del

Campo. Dentro de las alternativas analizadas consideró producir 18 unidades de flujo en

las arenas del Mioceno Superior. Las tres alternativas planteadas contemplan mantener

operando el pozo Cibix-1 mediante una reparación mayor con equipo para explotar el

pozo con terminación selectiva con tres empacadores.

Alternativa l

La alternativa 1 de desarrollo contempla perforar y terminar seis pozos direccionales tipo

"J" con aparejo sencillo selectivo, camisas y empacadores, adicionalmente se realizarán

20 reparaciones mayores de las cuales, 17 se efectuarán sin equipo. El sistema artificial

que se empleará es el bombeo hidráulico tipo Jet en los pozos Cibix-1, 12, 20, 22, 23 y 24,

en el pozo Cibix-14 no se consideró la aplicación de ningún sistema artificial de

producción, ya que las arenas objetivo (8 MS-3,4,10 y 13) son de baja volumetría.

De las 20 reparaciones mayores, las de los pozos Cibix-1 y Cibix-12 se realizarán para

extraer la reserva de gas no asociado que se encuentra en las arenas MS-3 y MS-5

Ampliación de la pera Cibix 1 para perforar los pozos: Cibix-12 y 14, construcción de una

macropera adicional Cibix 20 para perforar los pozos Cibix-20, 22, 23 y 24, la construcción

de tres oleogasoductos: uno de 8" 0 x 1.0 km del cabezal de recolección de la pera Cibix

20 hacia el cabezal de recolección de la pera Cibix 1, el segundo que va del cabezal de

recolección de la pera Cibix 1 hacia el cabezal de recolección Ayapa y el tercero que tendrá

como origen el cabezal de recolección Ayapa y destino la interconexión al oleogasoducto

de 16" 0 x 54.4 km TMDB - Batería de Separación Cunduacán, dos cabezales, uno en la

pera Cibix-1 y otro en la pera Cibix-20, así como siete líneas de descarga en la pera.

Alternativa 2

La alternativa 2 de desarrollo contempla perforar y terminar seis pozos direccionales tipo

"J" con aparejo sencillo selectivo, camisas y empacadores, adicionalmente se perforará el

pozo Cibix-15 (tipo "tubig less") para explotar las reservas de gas no asociado. Se realizarán

17 reparaciones mayores sin equipo. El sistema artificial que se empleará es el bombeo

hidráulico tipo Jet en los pozos Cibix-1, 12; 20, 22, 23 y 24 en el pozo Cibix-14 no se consideró

la aplicación de ningún sistema artificial de producción, ya que la reserva de

hidrocarburos estimada a recuperar no requiere de este método de producción.

La presente alternativa contempla, a decir del Asignatario, perforar el pozo Cibix-15 (tipo

"tubig less") para explotar las reservas de gas no asociado. Dicho pozo para explotar las

reservas de gas no asociado no se contempla en las otras alternativas. La presente

alternativa considera inversiones en 2020, mayores que las otras alternativas.

Ampliación de la pera Cibix 1 para perforar los pozos: Cibix-12, 14 y 15, construcción de una

pera adicional Cibix 20 para perforar los pozos Cibix 20, 22,23 y 24, la construcción de tres

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oleogasoductos: uno de 8"0 x l.0 km del cabezal de recolección de la pera Cibix 20 hacia

el cabezal de recolección de la pera Cibix l, el segundo que va del cabezal de recolección

de la pera Cibix - l, hacia el cabezal de recolección Ayapa y el tercero que tendrá como

origen el cabezal de recolección Ayapa y destino la interconexión al oleogasoducto de 76"

0 x 54.4 km TMDB-Batería de Separación Cunduacán, dos cabezales (uno para medición

y uno para producción general), uno en la pera Cibix l y otro en la pera Cibix 20 así como

ocho líneas en pera.

Alternativa 3

La alternativa 3 de desarrollo contempla perforar y terminar cinco pozos direccionales

tipo "J" con aparejo doble selectivo, camisas y empacadores, adicionalmente se realizarán

cuatro reparaciones mayores de las cuales, tres se efectuarán sin equipo. El sistema

artificial que se empleará es el bombeo hidráulico tipo Jet en los pozos Cibix l; 20, 22, 23 y

24 (sarta corta, arenas MS - 15, 17 y 78), al final de la producción con bombeo hidráulico

tipo jet en la sarta corta, se empleará el sistema en la sarta larga es decir en las arenas MS

-l4A, 148 y l4C.

Una de las reparaciones mayores del pozo Cibix -l se realizará para extraer la reserva de

gas no asociado que se encuentra en las arenas MS - 3 y MS - 5.

Ampliación de la pera Cibix - l para perforar el pozo: Cibix 12, construcción de una pera

adicional Cibix - 20 para perforar los pozos Cibix 20, 22,23 y 24, la construcción de tres

oleogasoductos: uno de 8"0 x l.0 km del cabezal de recolección de la pera Cibix - 20

hacia el cabezal de recolección de la pera Cibix-1, el segundo de 10" 0 por 5.12 km que va

del cabezal de recolección de la pera Cibix - l hacia el cabezal de recolección Ayapa y el

tercero de 70" 0 por 70.8 km que tendrá como origen el cabezal de recolección Ayapa y

destino la interconexión al oleogasoducto de 76"0 x 54.4 km TMDB - Batería de

Separación Cunduacán, dos cabezales (uno para medición y uno para producción

general), uno en la pera Cibix - l y otro en la pera Cibix -20 así como seis líneas en pera.

En la Tabla 6 se comparan las 3 alternativas presentadas por PEP, mientras que en la Fig.

4 y 5 se observan los pronósticos de producción correspondientes a éstas.

Características Alternativa l

(seleccionada) Alternativa 2 1 Alternativa 3

Metas Físicas (Número)

Perforación y terminación de pozos de desarrollo Recuperación de pozos exploratorios

6 7 5

I �

Reparaciones mayores 20 17 4

Tipo de terminacion en pozos tipo Sencilla Sencilla Doble '"J" selectiva selectiva selectiva Reparaciones menores 159 165 139 7-77 Macroperas 2 2 2

Duetos 3 3 3

- ,,�-··'

,,., , ...... 1 ¡ti, tl,tf,r,. .,,,,,, ....

Producción

Aceite (MMb) 13.17 13.16 12.63

Gas (MMMpc) 32.91 27.71 27.08

Gastos de operación (MMusd) 78.29 74.55 71.94

Inversiones (MMusd) 105.69 108.94 103.68

Otros egresos 128.83 128.83 125.50

Indicadores económicos

VPN Al (MMusd) 444.24 441.30 437.46

VPN DI (MMusd) 67.08 61.05 61.85

VPI (MMusd) 78.47 81.49 76.84

VPNNPI Al (usd/usd) 5.66 5.42 5.69

VPNNPI DI (usd/usd) 0.85 0.75 0.80

Tablo 6. Alternativos analizados por PEP.

(Fuente: Comisión con Jo información presentado por PEP)

De las 3 alternativas analizadas por PEP, la número l fue la seleccionada como la mejor

opción para desarrollar el campo.

La alternativa l presenta mejores indicadores económicos, ya que maximiza el valor

económico y obtiene la mejor eficiencia de inversión respecto a las otras alternativas.

Los pronósticos de producción del plan de desarrollo indican que se iniciará producción

en octubre de 2019 y alcanzará su límite económico antes de la vigencia de la Asignación.

La reserva 2P a recuperar es de 13.17 MMb de aceite y 32.91 MMMpc de gas, lo que equivale

a 18.95 MMbpce. En la Fig. 4 y 5 se comparan los pronósticos de producción de aceite y

gas de las 3 alternativas analizadas.

10

9

7

-o 6

5

·¡¡;4

<x:

3

2

1

o a,

o N

Alternativa 1-13.17 MMb

■ Alternativa 2 - 13.16 MMb

-Alternativa 3 - 12.64 MMb

■

r

o ..... N m -si- Vl I.O r-- 00 a, o ..... N m -si- Vl N N N N N N N N N N m m m m m m m o o o o o o o o o o o o o o o o o N N N N N N N N N N N N N N N N N

Fig.4. Pronóstico de producción de aceite de los alternativos analizados por PEP.

(Fuente: Comisión con Jo información presentado por PEP)

-<w"'"' ' .... ., ... 1 ,�-

tt,f•o• . .Uhllf<>•

I �

/77

35

30

25

10

5

o .... N o oN N

M N ,.,., "'1" N N N N o o o o N N N N

Alternativa 1 - 32.91 MMMpc

-Alternativa 2 - 27.76 MMMpc

-Alternativa 3 - 27.08 MMMpc

Ln <O ,.._ 00 (1\ o N N N N N ,.,.,o o o o o o N N N N N N

.... N ,.,., "'1" ,.,., ,.,., ,.,., ,.,.,o o o o N N N N

Fig.5. Pronóstico de producción de gas de las alternativas ano/izadas por PEP.

(Fuente: Comisión con la información presentado por PEP)

c) Análisis técnico de la solicitud del Plan de Desarrollo

Ln <O ,.,., ,.,.,o o N N

Con base en la información remitida por PEP, esta Comisión procedió al análisis de lo

siguiente:

Estimación de saturación de fluidos

Derivado de la identificación de los contactos agua-aceite (CAA) documentados por PEP,

se observa que estos se definieron en función de la interpretación del modelo petrofísico

de saturación de fluidos y del comportamiento de las curvas de resistividad del pozo

Cibix-1 a diferentes niveles de profundidad dentro de los yacimientos del Mioceno

Superior. Sin embargo, no se aprecia un gradiente de presión que pueda dar certidumbre

a los cálculos de volumen original y reservas.

Mecanismos de empuje en los yacimientos

PEP realizó un comparativo de campos análogos e identifico que el aporte de energía de

las arenas MS-1 a la MS-6 estará gobernado por dos mecanismos principales; el primero

correspondiente a la expansión del sistema roca fluidos y el segundo que responde al gas

en solución, este comportamiento es parecido al de su campo análogo Tokal. Para las

arenas de la MS-7 a la MS-18 predomina el mecanismo de expansión roca fluido, el cual

presenta un comportamiento similar a su campo análogo Tinta 1, como se muestra en las

Figuras 6, 7, 8, 9, 10 y 11. El factor de recuperación considerando los 18 horizontes

- '"'"'"" "'-• uoo1l 1lt· tl,dn• .. oi,uu.-

identificados a la vigencia de la Asignación y al límite económico es de 10.97% para aceite

y 38.29% para gas.

100 90

� 80 ¡t10 a. 60_g 50.§ 40 iv 30

0 20 r:: 10 :2 o (/)

o 10Acuifero

-Gas en Solución

Factor de Recuperación, Fr, %

20 30 40 50

-orene Gravitacional

Expansión Roca Fluido

-Expansión del Casquete de Gas

• MS-1

100 90

�80 ¡f70ii:60 C\1�50 j40 �30 e20 010 r:: oe:

•O

·¡;;Q) ...

• MS-2

Fig. 6. Mecanismo de empuje poro las arenas MS-1 y MS-2 (aceite) OFuente: PEP)

o 10Acuifero

-Gas en Solución-orene Gravitacional-MS-6


20 30 40 50 Expansión Roca Fluido

-Expansión del Casquete de Gas-MS-4

Fig. 7. Mecanismo de empuje poro los arenas MS-4 y MS-6 (aceite). (Fuente: PEPJ

60

60

t - , .. ,,� . .,

' ,.M��I d,• tl+d<rw.ubuu ..

l

100 90

�80 f70a.

-60Cll

"gso �40 E3o g20 .§10 'i o a. o

100 90

� 80

f 70 °: 60 Cll

"g 50

� 40

E 30 g 20 e: 10 •O

1/) o

oa.


10 � Acuifero

-Gas en Solución-Drene Gravitacional

■ MS-9


-Expansión del Casquete de Gas • MS-7

Fig. 8. Mecanismo de empuje por areno MS-7 y MS-9 (aceite). (Fuente: PEP)


10

� Acuifero -Gas en Solución-orene Gravitacional-MS-11


-Expansión del Casquete de Gas• MS-10

Fig. 9. Mecanismo de empuje poro los r areno MS-10 y MS-17(oceite). (Fuente: PEP)

60

60

f 777

100 90

� 80 . ..: 70 ñ: 60 IÜ so

n, 40 .!::!

cii 30 E20 o e 10

:2 o1/) o11)

0..


10 20 -.. Acuífero

Gas en Solución

-Drene Gravitacional

• MS-14B

30

+

_t +

40 so



,. MS-14A

• MS-14C

60

Fig. 10. Mecanismo de empuje para las arenas MS-14B, MS-74Ay MS-74C. (aceite(Fuente: PEP)

100 90

� 80 o:' 70 C: 60 IÜ so

::J 40 � 30 E 20o e 10e

o:2 1/) o 11)

0..


10 Acuífero

-Gas en Solución

20

-Drene Gravitacional

MS-17

+

+

+--



• MS-15

• MS-18

Fig. 77. Mecanismo de empuje poro las arenas MS-77, Ms-75 y MS-78 (aceite). (Fuente: PEP)

60

j Con base en lo anterior, el factor de recuperación estimado para las arenas del Mioceno Superior se encuentra por debajo de los Factores de recuperación logrados por los mecanismos de producción asociados a Cibix, siendo la Expansión Roca-fluido y el gas en solución los mecanismos de empuje principales asociados a las unidades estratigráficas del campo, sin embargo, es necesario considerar la limitada volumetría de las mismas, las cuales brindan limitado potencial productivo a métodos de recuperación adicional.

Pronósticos de producción

El Asignatario presentó los pronósticos de producción del plan de desarrollo del Campo 77 7de forma anualizada para el período 2019-2033, como se muestran en las Figuras 12 y 13,

- ,,� ......

.._111' ..,,n.il ,1,,, ll'lfmrtf!,m,J,<,

en las cuales se observa que, derivado de la actividad de perforación y terminación de

pozos, se dará un incremento de la producción en los primeros años. En el caso del aceite

se tiene una producción máxima de 6.54 Mbd en el año 2020 y de gas de 26.56 MMpcd

en el año 2031. Una vez alcanzado un pico de producción máximo se presenta el período

de declinación, el cual se atenúa con reparaciones mayores sin equipo (cambio de

intervalos productores) y con sistemas artificiales de producción de bombeo hidráulico

tipo Jet, la producción se extiende hasta el año 2033, fecha en que es alcanzado el límite

económico.

10 14

9 -Qo Plan de Desarrollo

-Np Plan de Desarrollo 12

8

7 10

......

6 "O 8 � � 5 � ......

o 6......

C1 4 Q.

3 Límite Vigencia de 4

Económico Asignación 2

l 2

1

o o

2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039

25

20

"O

l{15 � � ';10 C1

5

o

2019

Fig. 72. Pronóstico de Producción de aceite del Campo.

(Fuente: PEP)

-Qg Plan de Desarrollo

Gp Plan de Desarrollo

Límite

2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035

Vigencia de

Asignación

l

2037 2039

Fig. 13. Pronóstico de Producción de gas del Campo. (Fuente: PEP)

35

30

25 ...... Q.

20� �

15� Q.

10�

5

o

-<•�•n•., , � .. .n.ldo

tlidu.-.wb1111"

I �

'77

Capacidad de manejo de la producción de hidrocarburos

La capacidad de manejo de la producción del campo Cibix por medio de los

oleogasoductos de transporte considerados a construir en su Plan de Desarrollo, el de 8

[pulg.] y los de 10 [pulg.] de diámetro, es de 22,000 bpd de líquido y 130 MMpcd. En la Fig.

14 se muestra el gasto de producción de las corrientes de aceite, gas y agua en el

horizonte del proyecto. Como se puede observar, se tiene la capacidad de transporte

suficiente.

25

20

í5' 15 0.

6 O' 10

5

o Ol

N

Capacidad de manejo de la red de transporte del campo Cibix

Capacidad de manejo - 22 Mbpd - 130 MMpcd

� Ol o 6 N o N

N

¡:;¡ ¡:;¡ N l"l � -t l/1 l/1 U) e-- e-- C() Ol Ol o r'i r'i N l"l l"l -tN N N N N N N N N N N l"l l"l l"l l"l l"l o o o o o o o o o o o o o o o o o o o o

N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N N

--Aceite --Agua -- Liquido --Capacidad Gas

Fig. 74. Capacidad de manejo de las fluidos del Campo.

(Fuente: PEP)

l/1 l"l o N

l/1 l"l o N

140

120

100 -"O u

80 t 6

60 01

40

20

o

Comparativa de campos análogos

Con base en la información de campos nacionales, PEP realizó una búsqueda de campos

análogos para el campo Cibix, para ello se seleccionaron los campos con producción de

hidrocarburos en yacimientos del Mioceno, que presentan condiciones similares a nivel

roca y fluido. El análisis permitió realizar una comparación del factor de recuperación

estimado para el campo Cibix con respecto al factor de recuperación de los análogos para

aceite negro, aceite volátil, y gas no asociado, misma que se observa en las Figuras 15, 16

y 17. Es importante mencionar que los factores de recuperación de los yacimientos de

aceite negro del campo Cibix comparado con los análogos se encuentra ligeramente por

debajo resultado de que la permeabilidad absoluta es menor en Cibix al igual que la

presión inicial del yacimiento. Así mismo los factores de recuperación de los yacimientos

de aceite volátil se observa por debajo de la media de los campos análogos debido a la

volumetría del campo Cibix es menor que los campos análogos.

- ''"'"'""' • ' ' ' , 11 ,."1,11 d,•

tl,.111111.uhu,o•

Con base en lo anterior, se recomienda al Asignatario que a medida que se ejecuten las

actividades asociadas al Plan se contará con más información técnica sobre el

comportamiento de los pozos y del yacimiento que permita, en su caso, incrementar

dicho factor de recuperación

Fr %

25.47 26.90

17.90 18.86

Cibix Brillante Castarrical Tokal

Fig. 15. Comparativo de factor de recuperación de campos análogos de aceite volátil. (Fuente: PEP)

Fr %

27.6

132

10.0

Cibix Ayapa Tintal

10.3

Puerto Ceiba MS24

112

lxhuatlán

Fig. 76. Comparativo de factor de recuperación de campos análogos de aceite negro. (Fuente: PEP).

76.0 77.7 79.7 77.7

X '" o u- u= NO N"1 ro ro ro � o QJ "' QJ � i: o i:"' i: � N

E o ' o o E� E CD ro ro •ro ro ·u�

·u';·u� en

2 � e � e aj s � 111 "' ro QJ ro 111 ro e ro e ro e ro 'lJ

� ro z� z� E 111 E w E 111 :V l.J � � e e

:, � :, � :, � N ro ro <lJ "' <t "' <t "' <t u u <t u� o <t :::) :::)

Fig. 77. Factores de recuperación de campos análogos de gas no asociado. (Fuente: PEP).

- ''�"'""' '" .. , ... 1,1,, tt ,tu• 11!>111,,..

2�t

Perforación y terminación de pozos

La estrategia de producción del Campo se hará utilizando pozos direccionales tipo J, las

terminaciones propuestas para los pozos son aparejos de producción sencillos selectivos,

secuenciales, con camisas deslizables y empacadores. El Asignatario presentó tres pozos

tipo, a continuación, se describe la terminación para cada uno de ellos. Figura 18.

La terminación del pozo tipo 1 (Cibix-12) contará con tres empacadores y tres camisas de

circulación con el objetivo es producir las arenas MS -1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 y 9, de forma selectiva

iniciando de abajo hacia arriba y cambiando de intervalos conforme se agote la vida

productiva de las mismas. El pozo tipo I explotará las arenas más profundas del Campo.

La terminación del pozo tipo 11 (Cibix-14) empleará sólo dos empacadores con dos camisas

de circulación con el objetivo de producir las arenas MS - 10, ll, 12 y l3 y el mecanismo de

explotación de las arenas es igual al del pozo tipo 1, es decir, el orden de explotación será

de las arenas más profundas a las más someras. Este pozo tipo es de menor profundidad

que el tipo l.

La terminación del pozo tipo 111 (Cibix-20, 22, 23, 24) empleará cuatro empacadores y

cuatro camisas de circulación con el objetivo de producir las arenas MS - 14, 15, 17 y 18. El

pozo tipo 111 explotará las arenas más someras del Campo.

Los aparejos de producción para los pozos Cibix l, 12, 20, 22, 23 y 24 estarán

acondicionados para operar con sistema artificial de producción, en una etapa donde la

presión de yacimiento no sea suficiente para llevar los fluidos hasta superficie, los pozos

operarán con un sistema artificial de producción de Tipo BHJ.

- ''�"""'

'M >(,._.¡ e•• 11,.t,,w.-,t,.,u ..

Bl 7"

TR 9 518"

1

T1pol

S0m TR20

900 m TR 13 318"

T,po 11

S0m TR20

900 m ... R 13 318"

21�· 2 718"

3,960m BL 7"

2.,400 m TR 9 518"

Camisa Perfil "F"

Cam,sa MS-9 MS-7

Cam,u MS� MS--4

Empacado,

Niple No-go EmpacadOf

MS-2 MS-1

3,960m

2400m

CamisaPerul<f"

CIIITIISII MS-13 lilS-12

Niple No-go MS-11

MS-10

BL r

Fig. 18. Esquema mecánico de terminación poro pozo tipo.

(Fuente: PEP)

Tipo UI

2 718"

SOm

900m

3,960m

2400m

Camuia

MS-18

Can-,sa

MS-17

tliple No-go MS-14C MS-146 MS-1◄A

2,900m

Gasto crítico al agua

PEP presentó el gasto crítico calculado para cada uno de los pozos considerados en el

Plan, para lo cual utilizó la correlación de Joshi. En la Tabla 7 se muestran dichos gastos

calculados, así como los gastos propuestos de cada pozo, en la que se observa que los

gastos iniciales de todos los pozos están por debajo del gasto crítico. En este sentido se

recomienda a PEP que adquiera la información necesaria para estimar con mayor

precisión la posición de los Contactos Agua-Aceite y, derivado de aquella información que

se obtenga de las condiciones operativas de los pozos y del comportamiento de los

yacimientos, se actualice el cálculo del gasto crítico por pozo con el fin de mitigar la

posible conificación de agua. Lo anterior, dado que se está realizando una estimación de

la posición del Contacto Agua-Aceite con base en el modelo de saturaciones y con

registros geofísicos.

Por otra parte, que observa que el Asignatario durante la terminación de pozo Cibix-1

realizo pruebas de presión y producción a las arenas MS-1, MS-2, MS-4 y MS-7, durante la

prueba se efectuó una curva de incremento por 100 horas, así como análisis PVT, sin

embargo, es recomendable que se realicen pruebas de presión-producción o con

- ,,� .. ·�·

' , ' ,.-.,w,,,lid,, t h;hx 11!,um•

-r77

22�

\

probadores de formación en las arenas no probadas para validar la existencia de flujo

fracciona! y evaluar la magnitud del mismo.

Qoc (bpd) Qoi (bd)

Arena MS-1 2800 2,360

Arena MS-2 1,460 650

Arena MS-4 Flujo fracciona! de agua 130



Arena MS-8 INVADIDA



Arena MS-11 1,310 280





Arena MS-16 INVADIDA



Tabla 7. Castos críticos calculados por yacimiento y por pozo.

{Fuente: PEP)

De la tabla anterior, se observa que la mayoría de las arenas presentarán flujo fracciona!

de agua, lo anterior, debido a que el espesor de los yacimientos es pequeño, del orden de

8.Sm. y, por lo tanto, el Asignatario propone disparar el intervalo neto impregnado

completo. Derivado de lo anterior, a cualquier ritmo de explotación, siempre existirá el

riesgo de producción de agua, ya que prácticamente, la base del intervalo productor

estará inmediata al CAA de cada una de las arenas.

d) Análisis Económico

El artículo 11 de los Lineamientos, señala que los Planes deben contar con un análisis

técnico económico que sustente el cumplimiento de los objetivos establecidos en las

Asignaciones, entre otros, la maximización del valor de los hidrocarburos a lo largo de la

vida de los yacimientos y campos en condiciones económicamente viables, y la selección

de las mejores prácticas de la industria.

Aunado a lo anterior, los artículos 9 y 20 de los mismos Lineamientos establecen que el

contenido de los Planes de Desarrollo para la Extracción se detalla en el Anexo 11 de los

mismos.

Con base en lo establecido en los numerales 1.6.3, 1.6.7, 111.2.7 y V de la sección 2. Contenido

del Plan de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Guía para los Planes de

Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, Anexo II de los Lineamientos, la 777

aprobación del Plan de Desarrollo implica el análisis económico del Programa de

Inversiones y de la Evaluación Económica del Plan de Desarrollo presentado por el

Operador.

Es así como, en cumplimiento al mandato legal establecido, a continuación, se presentan

los resultados del análisis económico.

Programa de Inversiones

El Programa de Inversiones es consistente con la información presentada

correspondiente al Plan de Desarrollo; y fue presentado de conformidad con lo

establecido en el catálogo de costos de los Lineamientos para la elaboración y

presentación de los costos, gastos e inversiones; la procura de bienes y servicios en los

contratos y asignaciones; la verificación contable y financiera de los contratos, y la

actualización de regalías en contratos y del derecho de extracción de hidrocarburos, de

la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, en adelante Lineamientos de Hacienda.

El Plan de Desarrollo estima un monto global de 312.81 millones de dólares: 183.98

millones de dólares asociados al Programa de Inversiones, de los cuales, 105.69 millones

corresponden a Inversiones (57.44%). 78.29 millones a gasto operativo (42.56%); y 128.83

millones de dólares correspondientes a otros egresos1.

Las figuras 19, 20, 21, 22 y la Tabla 8 muestran el mont9 del Programa de Inversiones,

desglosado por Actividad Petrolera; y a su vez, cada una de ellas por Sub-actividad.

Fig.19. Distribución de Programa de Inversiones por Actividad Petrolero

183.98 millones de dólares

1 Este rubro considera el mantenimiento y abandono de infraestructura existente por la cual se maneJa la producción del Campo

Cibix

- .........

' ,1€ i r\,,jl ,1,. tt,tr1w.11h1¡1◄,

' '

General 39%

,,.-Construcción Instalaciones

15%

Perforación de Pozos 46%

Fig. 20. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolero Desarrollo


Duetos , 0.53%

Fig. 27. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolero Producción

742.76 millones de dólares.

'

-•·�"'""' • , ,., ,.,11 .. 1,1o,

11 .. tt1M ul,w,,.

Desmantelamiento de

Instalaciones

100%

Fig. 22. Distribución de Inversiones. Actividad Petrolero Abandono


�

Actividad Petrolera

Desarrollo

Sub-Actividad Petrolera

a.1,L,■illill•ili1 nstalaciones -�----------

Perforacion de Pozos General· ii,MWWW

1 ntervencion de . Pozos Producc1on 1-----------

Construccion Instalaciones General'

Abandono I Desmantelamiento de Instalaciones

2019 2020

• $2.44

$5.82 $71.76

$1.40 $7.56

$0.00 $0.00

$1.22 $0.99

.. $0.03

$2.29 $6.79

$0.00 $0.00

Total Programa de Inversiones -$29.57

Otros egresos $7.96 1 $7.75

1 Total gastos Plan de Desarrollo

1 $37.33

Las sumas pueden no coincidir por redondeo

a. Considera unicamente el gasto operativo.

2027

$0.00

$0.00

$2.45

$0.00

$4.04

$0.03

$6.58

$0.00

$13.10

$73.08

$26.18

b.Considera 63.55 MMU5D de Gasto Operativo y 742 MMUSD de lnvers1on

2022 2023 2024 � 2026 2027

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00

$0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00

$1.48 $7.37 $0.55 $0.00 $0.00 $0.00

$0.00 $0.78 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00

$3.94 $3.94 $4.04 $4.34 $2.27 $2.67

$0.03 $0.03 $0.03 $0.03 $0.03 $0.03

$5.37 $4.62 $4.70 $4.05 $5.57 $4.73

$0.24 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00 $0.00

$11.06 $10.08 $8.72 $8.42 $7.86 $6.82

$78.47 $75.78 $8.67 $7.92 $8.57 $9.37

$29.54 $25.26 $17.32 $16.34 $16.43 $16.14

c. Este rubro considera el mantenimiento y abandono de infraestructura existente por la cual se maneja la produccion del Campo Cibix.

Tablo 8. Desglose anual de Programo de Inversiones

por Actividad Petrolero y Otros egresos (millones de dólares)

�

k

2028 � 2030

$0.00 $0.00 $0.00

$0.00 $0.00 $0.00

$0.00 $0.00 $0.00

$0.57 $0.00 $0.00

$5.67 $4.78 $6.38

$0.03 $0.03 $0.03

$4.53 $4.63 $4.00

$0.00 $0.00 $0.00

$10.74 $8.83 $10.41

$8.25 $9.97 $6.79

$18.99 $18.80 $17.20

27

2031 2032

$0.00 $0.00

$0.00 $0.00

$0.00 $0.00

$0.00 $0.00

$3.94 $3.84

$0.03 $0.03

$9.68 $2.96

$0.00 $0.49

$13.65 $7.32

$5.69 $3.85

$19.34 $11.17

2033

$0.00

$0.00

$0.00

$0.00

$2.75

$0.00

$1.66

$3.72

$6.94

$3.42

$10.35

Total (millones

de dolares)

$5.63

$17.58

$14.75

$0.75

$53.54

$16.90

$70.97

$3.86

$183.98

$128.83

$312.81

Evaluación Económica

En este apartado, se presentan los indicadores económicos obtenidos del análisis de

CNH, a partir de los perfiles de costos, producción y tipo de cambio propuestos por el

Asignatario.

La evaluación económica se efectuó considerando las siguientes premisas:

Premisas Valor Unidades

Producción de aceite 13.17 mmb

Producción de gas 32.91 mmmpc

Producción de gas a ventaª 32.25 mmmpc

Precio del aceite (Promedio) 57.96 USD/b

Precio del gasb 3.60 USD/mmBTU

Inversiones 105.69 mmUSD

Gasto operativoc 78.29 mmUSD

Otros egresosd 128.83 mmUSD

Tasa de descuento 10 %

Tipo de cambio 20.5 MXN/USD

• El ejercicio de evaluación económica no considera eventuales ingresos y/o egresos por manejo de

producción dentro y/o fuera del Campo no cuantificados al momento de elaborar el proyecto.

a Gas producido menos gas no aprovechado. b Indice de Referencia de Precios de Gas Natural publicado por la Comisión Reguladora de Energía para la Región VI

(donde se ubica el Campo Cibix) en promedio enero-Junio 2019 en dólares por millón de BTU. c. Considera un monto por 19.20 millones de dólares asociados al concepto "Reserva laboral" el cual, fue considerado

como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica. d Monto que Pemex especifica se refiere a erogaciones por concepto de mantenimiento y abandono de

Infraestructura por la cual se maneja la producción del campo Cibix. En tal virtud, éste se consideró como gasto operativo no deducible en el ejercicio de evaluación económica.

Tabla 9. Premisas consideradas al realizar la evaluación económica.

Los resultados del ejercicio de evaluación económica que se obtienen considerando las

variables descritas, se muestran en la Tabla 10.

VPI

VPN/VPI

TIR

Antes de Impuestos Después de Impuestos•

385.46

72.92

5.29 0.03

1 ndeterm i nada 16

Unidad

mm USO

Adimensional

%

'El Asignatario también presenta indicadores económicos positivos en el ejercicio de evaluación económica

Tabla 10. Indicadores de Evaluación Económica

A partir del análisis descrito, se concluye que el proyecto propuesto resulta rentable y

económicamente viable, antes de impuestos, así como considerando lo establecido en la

Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos en cuanto al régimen fiscal aplicable.

28 �

e) Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

La Asignación A-0056-2M-Mezcalapa-06-Campo Cibix se encuentra ubicada a una

distancia de 6.4 km de Jalpa de Méndez, Tabasco y a 30.12 km de la Ciudad de

Villahermosa, Tabasco, el campo Cibix tiene una superficie de 12.976 km2• Actualmente el

campo cuenta con solo un pozo operando (Cibix-1) contemplando para el desarrollo la

perforación y terminación de 6 pozos direccionales tipo J y planeando utilizar como

sistema artificial el bombeo hidráulico tipo Jet, y 20 RMA, con lo cual se pretende

recuperar 13.17 MMb de petróleo y 32.91 MMMPC de gas, teniendo un pico del pronóstico

de producción para los años 2019-2033 de aproximadamente 6 780 bbl por día de aceite

y 28.59 MMPCD de Gas, el inicio de la producción se encuentra contemplado para el mes

de octubre de 2019.

De acuerdo a lo anterior, se planea desarrollar nueva infraestructura para el manejo de

los hidrocarburos construyendo l macro pera y 3 oleogasoductos, adicionalmente se tiene

contemplado un cambio en la trayectoria para el manejo de los hidrocarburos de la

asignación para el año 2020, donde inicialmente la producción será enviada a través de

la Batería de Separación (BS) Cunduacán y a partir del año 2020 será a través de la Batería

de Separación Bellota, esto antes de su envío al acondicionamiento y proceso, con la

finalidad de dejarlos en condiciones de calidad de venta, resaltando que los Puntos de

Medición propuestos seguirán siendo los mismos, lo cual es descrito más adelante.

Derivado de la solicitud de Plan de Desarrollo de la Asignación A-0056-2M-Mezcalapa-06-

Campo Cibix, y de conformidad con lo establecido en los artículos 19, 23, 28 42, 43 y 44, de

los Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos (LTMMH), la

Dirección General de Medición llevo a cabo el análisis y revisión de la información

presentada por el Asignatario, con la finalidad de dar cumplimiento a la regulación

vigente en Materia de Medición de Hidrocarburos. Para lo cual se identifica la siguiente

propuesta evaluada:

Actualmente el área de la Asignación se encuentra en producción mediante un solo pozo

del campo Cibix, contemplando en el futuro que para el manejo de los hidrocarburos se

contará con 3 oleogasoductos nuevos, mediante los cuales será recolectada la mezcla de

gas-aceite producidos en la macropera Cibix 20 y la macropera Cibix l, donde en esta

última se unirán ambas corrientes para su envío a la Batería de Separación Cunduacán,

instalación donde se realiza la separación de líquidos y gas, ver Figura 23.

Una vez separado el aceite y estabilizado, este será bombeado hacia el complejo Sama ría

11 mediante un dueto de 16" 0, donde se acondicionará mediante procesos de

deshidratación y desalado, con la finalidad de que cumpla con las especificaciones de

calidad para su comercialización antes de ser enviado al Punto de Medición ubicado en

el Centro Comercializador de Crudo (CCC) Palomas. Por otra parte, en cuanto al gas

separado y rectificado en la Batería Separación Cunduacán, este se envía al cabezal de

gas 24" con destino a las Estaciones de Compresión Cunduacán I y 11, con la finalidad de

descargar el gas en alta presión en el gasoducto de envío hacia el Complejo Procesador

de Gas Cactus y Nuevo Pemex, ver Figura 23.

En cuanto a la condición futura (año 2020) para el manejo de los hidrocarburos, se

identifica que la corriente será derivada hacia la BS Bellota por un dueto nuevo de 12" de

29

interconexión al cabezal de 16" de TMDB-BS Cunduacán, con el cual se derivara la

corriente hacia el cabezal Paché y este a su vez se conectará a la BS Bellota, aclarando

que el dueto que no será parte del proyecto del campo Cibix, realizando este cambio en

la trayectoria de la corriente derivado de que el operador tiene como objetivo manejar la

producción de sus campos en instalaciones propias del Activo Integral de Producción

8S03, ya que la BS Cunduacán pertenece al Activo AIPBS02, y destacando que los Puntos

de Medición propuestos serán los mismos para ambas etapas, ver Figura 25.

NOJl'EHCLA lURA

p •• � w °""""' -�g,111� .... ,..,.,�C"f"tt �e•�

s.xLcto es:r�ertt

Oleq¡,,�1.1. II.Uo

O F<Yott:1,.,..,

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O -rzo•De""':n

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Poro Cupxh-1

Obr,W:t C..z.al

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, ... _� .¡ H

'(J' I IC�l<r¡

•. -

CCC

P.:tlo•1.u

k,u •A C"""'lllT,..

CP.G Cectus

•

Fig. 23.- Diagramo octuol de infraestructura poro el manejo de los hidrocarburos de lo Asignación A-0056-

2M-Mezcolopo-06 Campo Cibix. (Fuente: PEP)

Cabe resaltar que la medición operacional de aceite y gas de los pozos del campo Cibix,

será mediante la medición convencional a través de un separador a boca de pozo,

alineando la mezcla al separador de prueba a través del cabezal de prueba de la

macropera, una vez separadas las fases las corrientes serán cuantificadas mediante

sistemas de medición, manifestando el operador que los diagramas de estos sistemas y

la selección se encuentran actualmente en desarrollo y que serán notificados a la

Comisión una vez culminados de acuerdo al programa presentado para el desarrollo de

la infraestructura futura.

Finalmente, y una vez acondicionada la fase líquida tanto para la etapa actual como la

condición futura, serán enviados los hidrocarburos a los Puntos de Medición para su

venta, exportación o bien para consumo nacional, de acuerdo con los diagramas

presentados como propuesta para el manejo de los hidrocarburos desde el pozo hasta el

Punto de Medición, ver figura 24 y 25.

I -r•�•�--•

•, ,.- ,..,11.,11 dr t!,trt.11 11b11ur

30

Chocol

Tokal

Ctbtx

P.D. Samaria 11

MTCA-APSL-PDSAM/1

e.e.e.

PALOMAS

______ ,

Otra$ Corr,enle$

AIPBS02 ----=;,;._..J Otras Corrientes

AIPBS02

Medición Operacional

Medlcion de Transferencia

Medición de Referencia

Medición Fiscal

Fig. 24.- Manejo y Medición de aceite actual de lo Asignación A-0056-2M-Mezcolopo-06 Campo Cibix.

(Fuente: PEP)

Tinta! Cit>i•

B S -,nial Ayapa

Cupa.che

BS Belom

BS CUnduacan

llledldon Operaclon�I

CCC PALOMAS

Medición de Transferencia Medlclon ftscal

Fig. 25.- Manejo y Medición de aceite futuro de lo Asignación A-0056-2M-Mezcolopo-06-Campo Cibix.

{Fuente: PEP)

En cuanto a la fase gaseosa en su manejo actual y una vez separada en la BS Cunduacán

es enviada a la EC Cunduacán I y 11, la cual opera en alta presión donde se maneja el gas

de Cibix, para finalmente enviar y medir en alta presión hacia el gasoducto de envío al

Complejo Procesador de Gas Cactus y Nuevo Pemex, para su acondicionamiento final y

donde se ubican los Puntos de Medición propuestos para la medición del gas, ver Figura

26.

Para la etapa futura en el año 2020, derivado del cambio en la filosofía del manejo de los

hidrocarburos a través de la BS Bellota, en la cual se recibirá la mezcla líquido-gas del

Campo Cibix para pasar a los separadores horizontales bifásicos de presión intermedia,

donde una vez separado el gas se enviará a la sección de rectificación antes de ser

enviado a la Estación de Compresión Paredón con la finalidad de retirar líquidos

contenidos en el gas, identificando que aun y cuando hay un cambio en la trayectoria de

la corriente de gas, los Puntos de Medición ubicados en los CPG Cactus y Nuevo Pemex

propuestos también para la etapa actual, ver Figura 27.

' ,.11 1 l.J) ,i, - ''�"'""' tl .. t1,,. 111,-,11�

31

Para el caso de los condensados recuperados de los procesos de separación y compresión

son reintegrados al aceite, observando que no existe un sistema de medición para su

cuantificación por lo que son estimados y tratados como aceite, en cuanto a los

condensados que se encuentran inmersos en la corriente de gas después del proceso de

separación serán estimados de manera teórica bajo el sustento del estándar API MPMS

14.5, para lo cual se utilizará como insumo los resultados de los análisis cromatográficos

de los puntos ubicados en las Estaciones de Compresión Cunduacán I y 11, así como en la

Estación Paredón y Jujo, donde manifiesta el operador que la corriente es más

representativa del campo Cibix, y el volumen de gas cuantificado en la medición en los

mismos.

Choco

Toi<al

Ayapa

Mr.O AP�I ll�(UN MIJ 1

Ol.ld�Co111cnte> -----AIPBS 02

Otras Corrientes A PBS02

Medición Operacional

Medic1on de Transferencia

MGQ-IIP�l-fCíllN1-Md-l

Med1c,ón de Referencia

Medición Fiscal

C.P G. cactus y

Nuevo Pemex

,

Fig. 26.- Manejo y Medición de Gas actual de lo Asignación A-0056-2M-Mezcolopo-06 Campo Cibix. (Fuente:

PEP)

Cll>IX

' -[ -------';::::;::::;:,.-=-:..,.=...;- - .. - - - ' C111bezal

Poche Eatxt0n a• Compres on Pa.-.do.,

PN..._. ''-1 .Mt ICX ,._,◄ rM.)f,At ,, IJII '-'' IU.Jf'AH ¿;; ____ , _____ "'- ---==--'

.,_::-'----'-=--

,r

•PAO...a>--i••"""-l.-

CGOP_A_� _ _;;;;;;;__-44

fbte • de Estac10n oe Compres 6n CPG Cactus Sepa,ac16n Belot.it .-M..MI. � 1�� ACtc. CPG Nuevo Peme.x MRO N"9.J 9fLLO PO .a" rAQL CD 0GM2 CCOL..

:: =� ::� : :; �� -�l PG ( ' .. '" e�!c��-,<:�� JUjO rAOMEO OCMl E.eo,,,uJ

Medición Operadon-11

Medldón deTl"'<mslerend,1

,._ 1 JII 1 1 -f

Medición de Referend.i Medición Fisc..tl

Fig. 27.- Manejo y Medición de Gas condición futura de la Asignación A-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo Cibix.

(Fuente: PEP)

Por lo que en complemento de lo anterior PEP realiza la siguiente propuesta para los

Puntos de Medición para el Petróleo y Gas de la Asignación:

, , • , :'l.ic11,1wl d,· - '""'""'

✓ lluffllf 11hu11,.

32

Medición de Petróleo

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Petróleo PEP

manifiesta que, una vez acondicionado el Petróleo conforme a lo descrito anteriormente,

este es enviado a los Puntos de Medición del Centro Comercializador de Crudo (CCC)

Palomas, donde son medidos a través de medidores del tipo ultrasónico instalados en

varios paquetes de medición PA-100, PA-200 y PA-300 siendo estos los que serán

utilizados en la etapa actual y futura de medición, y los volúmenes serán asignados

mediante la metodología de prorrateo (procedimientos de medición) presentada en el

Plan de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición Gas Natural

Para el manejo, medición y determinación del volumen y calidad del Gas PEP manifiesta

que, una vez acondicionado el Gas conforme a lo descrito anteriormente, este es enviado

a los Puntos de Medición de los Centros de Proceso de Gas (CPG) Nuevo Pemex, donde

se medirá de manera directa mediante medidores del tipo presión diferencial por placa

de orificio (paquete identificado como PM-11) y CPG Cactus medido mediante medidores

del tipo presión diferencial por placa de oficio en los Paquetes PM-01 y PM-66, y su calidad

determinada a través de cromatografía de conformidad con el artículo 25 de los LTMMH,

y los volúmenes asignados mediante la metodología de prorrateo presentada en el Plan

de Desarrollo hacia la Asignación.

Medición de agua

En cuanto al manejo y medición del agua congénita, una vez separada y obtenida del

proceso de deshidratación en las instalaciones de la Planta Deshidratadora Samaria 11,

donde será determinada en los tanques atmosféricos, para luego ser enviada a pozo de

inyección con lo que se determina el volumen, a través del drenado de los tanques,

cumpliendo así con lo establecido en el artículo 23 de los Lineamientos Técnicos en

Materia de Medición, cabe resaltar que aun y cuando se tenga agua mínima contenida

en la corriente de petróleo en los Puntos de Medición, está se determinará de manera

dinámica mediante instrumentos de corte de agua y análisis en laboratorio. En cuanto a

la condición futura, el agua congénita obtenida se enviará a través de la Planta

Deshidratadora Cárdenas Norte y será enviada a la CAB Cactus para su disposición.

a. Criterios y Evaluación de la Medición de Hidrocarburos

Una vez revisada la información e identificada la propuesta de los Mecanismos de

Medición y Puntos de Medición para la A-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo Cibix, se llevó a

cabo la siguiente evaluación:

I

- ''"""""'

· ,1111.in..l,i,• H .. tn,-: irh,lf,IS-

777

No.

Datos Generales:

A, "'l'W'!Aioir- ,ooQ lftlfllbJ ____________ .,:P.:;•-=•'-'''"'=--=CáYc;"'°"=""=<>o::,_ ___________ _

-/11<: COl'IUVRIOA..tl!OOvll A-m56-lM,MP1QI� /itomtndtaA.�oAINC...,.a...t C.-ooCit.i•

#lb"-.. Pbn dr Dtwno!

Articulo delos l TMMH-'ContratoJGul

Requeñmento

1 Otterml'\KIOl'l 1 nigria-c.mn oe

QMntnyclldaddekJs IOOCIIWOS

ElM.gr\mnopme"O ydncnbeW propuHta I

C,1be ,-,altair'que H dtntflcaquefamtdictor'I para ttl manepdelos hldroc:arbun:is óell se lev.-1 en dos •Qpas con un camt.odt U'IJ"KIOtl ltc�c!Al"IQcon""po:os b'1J9C=radl'!amolitc1Mpara.:ñ2020 con

productocn blc�se1n.,.-.iatr1-.sótll ta1Miididdedtm...-11proauccllrle11 tete-■ de sepax.ion Q.nl.a:ar,_ dcrde s.t mtlllctonn pr.-s del ktvo � de

recoieciat1llp,oducci0r\deiospc:.os y1er¡n Produ(coi8S03 �••aiat�YIQl'fltH sep,Bdos p1ra ,u tfl";oo a 0lrH mlitaclOr'H pwa los puritos cs. medtión filca pn,putttos Por su acondlc.lDM'ftilftto y posanar .-mo I los pinm on parw a 1r1pottW11t lT'lenc.onarqw en ntt de medicOI pala su 'fflU lnbmacion que pueda plan II bKt relet-.CII I ti nbmlCIOl'I ser trlConnd¡ en II págN Ai dt la flhHtructufi, prtunbdl y apobada m tdian.te La resok.clCX'I

ademu deef�delllKll'VSl"IIOS dem.cJICIC)n Cr+I Ee8001l18 detc.-npoChocolp,Atl -� en la pigN 197 Mecansmot de Mlckl6n

--·-•-----+------ -1-P� I¡ dntnpcO, l l'lform iC"Ón

J2 hcck:ln 1

' .:t2. ,r,cciónl

L n.t.t< CaplulD 1 Si

Poolic•ooo,eál:"'1 1�•�:."'"�=.,.,,•...¡ j Proced11111entos - --- 1 -

1

ConfitmacÓ"t Pmet!Qr los p,ocedmiencos, Si ff'!elrOIOQlU �as; de actMdns

r�conll11rtpll'fflfl'11C01 et. ,os procedlnlll'IIDS soklldc» ts det .. progrlf'l'IAS de c¡¡jn(JC)li

Elobcntoinoe de cOfllrmacoi metrolOgtc• de

tt,.i.,,ca ,........,,_

�· Cábrac:Q'"ldeQS lrlSTI\IT'enl:0$de Si .. -.

- - ----- ..___ -

Si

PrnerocamoptOpL,eStadll'unlosdlMtdic.lM rtiltlOl"IIIOJiconlos .. 1anasdtmedltl(lfl

hidrocnwot lqwb eiCCC P,kwnn �• 11 _::e:b�=-=c=:!nn pnn,enmoa,■�1tap1..encu.-llGB ctetrMtslerl'nct.1111��,ooeraiarllf nto ■ p,opuesta es« puntot oe mldlclOl"I fftarar, ffl el tn el apartido da mecariarnos di inldaclOn CPGNUf'<CPerffoyCacl.lS ltlC\WIIOIICS as1mamose�c,refetl.nc¡11larnob:IOrl Condensados UIID son estrn.OOS,, los recuperades CNH.E 08.002/lldtt Cr,poChoc:ol ya que SI son rwi1ectmos a� comente de�•

u�•• p.rte de es!JI anhHStrucb.n JJM� legM • .,. """""deMod,c,ón

0. KIMÓO 111 rtbmKO'I p.m;eT'J&ldi Sf El�ptesentl 1i.1pdtic1de,nedcJOn II denli."ICIUIII po¡.llcade'91edlcl0n se

cual u enctJMll'I bnada an la �actan, tneuenh svst«áda an"" doctrnenlO Si cla'llplrnlfl"•o1llnormilZM!adJOIC:M:it .nlcan,0,1 conocidoeOfflopuif'l•tar conll�de

11 IOOpCIOtl de uns1stem1oe gntionbnd er,1:

111p1trnentarla ,�� al tntenar de 11 riomtl Nli«..CC.100f2�200A, en,p,ua "'10fflllC:IOn..0Cada e, llpj,gir'II IU

_ L------ de4docl.lllll'tt0 POF

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Si

Si

s.

Prtsvitaefproc«fm,etlCClpll"lffllltl!.lrMl!lfltOlios] 1 salelu deJ'l'ledaclOf'I 8cu.ll seenwen.-1UD1Cldo·�kls p,ogramasdem¡ntfflfflenlo!MfW

�lmr-t:tOS c� .... QS M42LnM-tycon los�dlMl!ldlc:Ó\ymedic:IONI 11cuais1ctaritim.,ltl'Wft-er110ácuaoo1 asltf!tl!S lde(,,aJdelprognrnade

p,irvetlWOabsstSternudemtOCOllocual� ac:tlal:.ICOf'ldelos pnxtdlrniemos ,,,.. dactamftl'.e e,, los res� de l'ltdctOn

Pr1sent1 el p,ocedrniertU � can&-mac:01 n,ttrol6g,;1i1klssa�udemedic,on elcU-llse Presef'labsptOQra!IISCleconfirmac,on

..-.cuentrl �ado en los IIMlOS carpril OI IMIOI metrdógic1 �• los Pun.tos d! MedicOO y Al1'42 LTMM-t procesocontle!Jllse uegi.nti mldlcmn lltltentts ldernU de!ptogrr11 que tos flttrumeruos se m� �•uso deec:tu.flCacabndebs procedmientos _,,,,.

Preunta el pnxedln.ento p.n II liltlulCO\ ÓII bailnC•dtacáygn elcu.111111:enc:utnera

ublcfdo en 1m �os carpe� di r.oos Att 42 LTl,f,fi ---- -- -

p� el procedmento � ca1bc'acon. a k>S s•tern• deml!CICIOnemtn.rntl"IOS �los conforman � cual se encuencra ubicado en 11

catpetJ de anuos de A,t -'2 l TIIM-t con kl ci.ral recll:ri • n:ib6dld a n.e de prNrOria p,opa o

deU!ill!rt:e'Oattedüdo

Pmeni, bs programas decalPKIOn p¡r• tosP\.fflosdeMaclOl'lymedlC,or,e, emlt:ffl adem'1delprogrWY1ade actalt!�órt de los p,ocedll"emos

j

- ,.� .... ,. , ,' •, ,.lo<IIM\Jld,,• I IMfrur u!Jun.r,

34

• 42 "-ecionl

• 42, lracclOn N

7 42 bc:catV

• 42. tacCIOn VI

• 42. fracción VI

10 42 hcc:ion VI

11 42 iac:aón D(

12 42.hc:c:16nX

13 42. hc:CIOn XI

,. 42 fraec:IOnXI

42 fraccionXII

1e 42. íracc,ón PJ

17 17

1e 19 fracaón 1

AcficlOftÑn_,la a lo•� .. H P,eMt\tll la dHC:npaón de la c:onh:rmación CM loa a•lam•

Adic:analm«lllt • loa cbgnmu • El� ,,_.,111 el diagrama general cW da madiceon lllmopar» � llqUdoa prennar tDTI • IMJfMincoa) H pnx.eso para ac:•111 y gas donda •• dendc:an lo• camo pang&s nl comola�iondelll n:luri un diagrama general con 111 �i.s1pOsdemeckton11tMiut Hlmilmo aegunda etapa dll medic:tón CMnVado de•

DlagramH generales daac:np;1Qf'I cW mane,o da loa tamMin M p,9..U loa 6-gramu modikaaon en la R.,.cklnll da III molec:ula da de1nfraeatruc1Un1 hdrvc:wburoa dude los pozoa 5' 5' correapc:ncl.-.•• a lu inaláaclOMS que c:ontom,a,, pas• 11 ni.es de la B••• da �ión

huis el punlo de medrictort loa Macarumoa de Macici6n dee.dll el pozo huta el Cunduacan pan III prmera etapa � k,ego tndcando loa llaÍl9mU da medc10n P\.ilodeMtdtc:tÓr'I HtllW1formKl0nHenc:uenlrll pasa, OOf la Batar• de Separación Balota pa,a

operaaonal ref«.-.c.ai y de ubicada_, la � 1117 del docum_,., POF y_, la la segunda_ El operaoo, �• f91erenc• • la •ana'--"• elOIW'llN carpeta de.,....,. M 42 L Thf..H lnformac:lán(ciagra-nu) pruentadadel

campo Choeol y aprobada media,la la ruoluc:16n CNKE 01001118

Se pr11sent11 la ubic:ac:lan de loa a,atan,u de estas ubk:.aclanes ycambiol deti."1 Ubcación de los Cumplrn�to 111 .-U::ulo 19 medk:IÓn m1ch11nte coorcten.daa �r.:u mantar"l•H ac:tuúudos y dabar11n form• lnsirvn,anlollda lracclOnldeloaLT� SI 5' IICMfTIU de au cat.gotll o uto Información ubic:ada pala del cenao qua •• antraga anwlmanta de

medoc,on en III P'QINI 174 y anll.(OS da! POE . c•J)Ma Al1 42 conformidad con k>s L T...,,... y uwando loa LT>.M< forma101 corrnpondienl ..

f>r-.a.,ia, loa cúgramH da loa O. acuerdo • la w,bmac:iOn Pf'91-,lada M nalnlm-,IOS de medida (OTI a láentlfica, qua .i opttadOt marduta qua loa Et.,, diagramu deeran mani.,.,-..

O�udllloa iaam6WtCOa ) Adiclonlllm.,te Mllamu �s aun no cuentan con acll.ialz.adoa va que forman pan■ de 111 NIN'nenloade aspec:lic:• &1 .. cuenta con 5' 5' dw9amas loa cuales ••an -'aborado& de .cuerdo rlormac:D'I documeoial IN loa Mlcaniamos d■

modid, p■ .. one■ de r.'--1c• _, Sitio O 111 programa p,M.,llldo .s.m .. que hlle« �.ydet>efan .. acu.lz.adoa• bien los • ut.uM., caso de no � p■,11111 ewllac:IOn da• nonnaaon 1&0m6n:ioa ID a,IU poaibli■ como

&omarc:on.._ cs.conbmdad pruen&lldacon el Campo Chocol la cual fue actualaac:ion de loa m11moa c:on el IJtcu6o 22 de los LT�t.ti apn:ibadll mldlanlll la r.SCU:i6n Ct+i É0e8(XJ1118 S. deb«6 dar cu,npwn,.,10 11 lo, ()e IICUllfdo 11111 w,Jormar;i6n P,M.,tada y lo

U.O compw\ldo del .. �., .! .u:ulo 20 manl•lado por el O.,..-.dor no H lden•b el uso

PunlOde� pr .. � el p,oy■c:lo de acu.do 5' 5' comp,lnido de los pun1os de m-6ic:i6n prqiuMDI oac:uarda,,acaWwadoa.,tre riformac:o, �_,la P9\SI 170del doc:wn_,IO

.. ...

Entre los �uMenc:ueniran loa Pn,g,amudo

rMKCnlldos con la rnplllmentaci6n da los

mpem.,taci6n de loa p,oca:iwnienlDS aslcomoeldnarroloda

Mlc:.,.moade Todo•� programas o El U9\lltlln0 p,9sen1a loa programas ac11\lidades pa11 elc:i.mpllm.nm11 Ice

M9drciónyde lu c:rc,noorwnas que den cumplrnianto c:orN1SflOl'ldienlH • 111 rnpltmentaclon IN loa requemuentos de mpl■m.ntaclOf\ de loa

inatlilac!OnU de • la m,-menlActón 1oal de los 5' 5' requnbpa,•.icumplrnianlOdeloaln.t.,t,I J.t,c:anramoa de Ml!ld.:lán de 1• Aslgnac:lán •

pn,d,..;:C!On quti w,lluyen m.c:.,..moa de medicl6n �form■ci6n ubc:ada en l■p6gir\a 179 Hlcamoen lrllWIS del plan teelot V el pla, Utrll�ICO da

., la medición de loa 111 cwpeta de loa -xo• Arl 42 L TM'.ti madición Adic:O'lal pru-,111 k>• program .. re&ac:1onados • lo• aistemu de medcion hldroc:arbwoa d«I\IIDO del cambio de trayec:ton■ d■ lol

hidrocarburos

Ea lmpo,tanlll reulW qua N P,UW!tlln S. c»befll d• cwnpim.-nlo al p,ngramu para .c:IU■lur loa v■k,,u de capl!Jo VICMI los LTM.ti. yu inc:..-tdurntwa cOl'Tespond.-.111s II ledoa los deba-� ,eporw lol ...... de sislemu de meck,ón q\M: conforman Da ric,e,Miumbt-aubfflaciapa,ak>s Se p,uenta pr•supueak>a de nc«11dumbre Mac:arwnoa da Ml!ldic:1611 aan anba<go u

kl.tamudemediceonqua c:offUPOrlÓllr\lH. ID■ Punlol M&ckeón MI c:amo nec:uano qua III ope,Mtt Identifique ben loa hCOflldumbte de conform-, el tlec11t11Smo de 5' ..

loa p,ognmu relacionados p,,a au ac:lüllluatJrt p,uup,eall» desda .. f9c.haMqi.-M m..,.. Mldci6n de la AlignKión con la fiNlrd■d de mantenet una m-,or11 continua• reá:zo peraona � ID ruho • qua aiat■m•

ll'IClu�lo■�lolde lo■ SISlllmU lnfonn■ccln utlCada., los.,...,. com.spondll ya� tolo M � lllblM nc:«11dumbr• y e...denaa da 111 CatlMUArlA2Ln.t,.t-{ con lo■ wilotea .,. qua uta irlormllCO'I H 1raubktld da toa ••lema d■ � ewiarc• de III confillbllldad de 111•

medclOn c�tes como m«lcáonu y debera nlllt r.sguardada., el ....,.. MSlemll d■ V-tión y�ienfo de la

medílc:ian En clarUD a loa ... 1amu di Pf9SIÓrl

PniHntarlll• .,.....,._.,,.. cononuc•• Nla::IC!Ndu con U O. ac:uetdo a la ffOl1T'lacón preunada por el ac:IMdadea da mp■m-,lllc:tón E•loa gasloll ll l'l\llltSIOf'IU de acu.do a lo

manl.,..,ienlO y &MgU111m111nto de Aa,gnat■no .. dentilca un IIMM• llknec:o- obu,vado ¡.-.nuz.-., k,s s-,imff'OS • E \'llluaci6n conóm ICII la mtdci6n du,anti■ el Plan de SI 5' ec:onomco en el cual M incluya, tu l'l..,..IOM■ y inc:ervdwnbra aoic:l\lldos en ID• LT,...,...

O..arrolo •• cu.a.a iendr� como ;asto• openV\tOl rtl6ac:i0r\Mk:■ con medlciOn hasta a.-npre y cuando M n.w • cabo el corr.cto (w,aldad el da, cum�ienlo • k>s el lli'1o 2033. w,bmacl6n ubcacia en III p6gina 17& y seguimiento • m mi.mu

vakQt;delnC«tidumbte anexos cafJ19111 M 42 L T�

.. iabllc:doa .n loa l Tf.ititi

ProgtWnade � d■t cumplnu.nlO al atllCulo pruentados •• ldenbfica � i. bi16cora de registro Ca.be , .. aAar qUe i. w,fOffflaclOn • con111ne,

1m plemenl.Klon de 111 1 .,■ccl6n rv ar11cu1o 10. ar1.1cim 42 .. s, va Hta ,mpl,amentada rquti adlc:!On■-Tlenia dari cumplimNll'IIO a lo aoicitAdo en los presenta un p,oor■m■ d■ ac:iualaac:IOr\ de III miam■ L TM-.ti. reisllllando que dura,lla el MO 2019 ••

81tacofe de registro fracción X. .-tcl.M)50 para la nformci6n de la Ni¡n■cl6n • p,■nlf del afio mantendr6 flll ar:Wl�íón de loa re{lll•oa

El Al�tano p,eaenlll loa p,ogramu da Es lmponanla m.--c:10t1111 que acic:tonalmenta

6iagnóa,tco. a loa aialemu d■ mecic:IOrl que pru-,un tres diagnoa 11eoa ruludos en lu Mtllclonea de c:amprea,ón ...m •1os del 111'10 Ptevtwn•de Cumplmiento al ■n..:ulo 51 5' ..

corlonn.n los Mic.-...moa de Mldc:ión 2017 dondeureftetal■�adlldde\#\li díagne)sllcoa w,formac:ion qUII .. 111'1Cuel"lln ubc:lldll., .. pagwlll falta H ueguramienco de lu medic:ionea lo 179 del plan de deNrfolo 't _, loa aneMOa ca,peta cual deberá.., ...-lic:.» con los nua\tOl M42 LTM,ti ci■gnósticoa yruuftadoa

s. lltnOrtn que tnc:ILw ctlt\lfcadoa AdlCJDNllmenta pr&$111'da el programa de CllpllCIIKIOn del pa:aon■1 _, el cual N

reconocm.eneos ltYldanc .. que enc:t.W\Ua inc:bdo el Responubl■ Ofic:1111 damuaslJanq\111 ... CamoetenctN propt.Ulo yel�deberad■t'Mcumpln,11n., son aco,d■s con loa s11i.mu de S . presanta ewienc:a de liu c:amp■i.nc.u liecncas con III lnaldad di q._. el pers.onal cu•11• con

Comp■tenc:Yi• •nea• meckaón lna-.doa O II Ntalir .. ..

delperaonal�conmtdcéln � tu capacadAdea licrwcu adecuadas p■ra Mic:ionalmente M debe n:::kllr el loa CY-• eorreapondani.. lnbmKIOl'I quti M �•yCV sdelperSONI enc:uen'"• ubecllda en lo• -.as atendar III mediaón hac:imdoH menc:ion •

nfotmac:ion p,eHl'liada con el campo Chocol l'IIIOklCrado en la m.clcton. asl ffl embargo no se Identifico ewfenc: .. de los como el P'09f'M\II corTnpond11n111 cur1011 f.C:ibdos an el afio 2018 de acuerdo al 11c:apa::illlCIÓn programa presentado

Se ldontilca que manihsia con atoa

Prlisen\l �ta de trM lndic:adorH de ndlc:adoraa elcumplmlWilO II lo aolcttAdo en

Cumpllmlen\Oa k> di•puaalO en loa deMlfflpei"IO Información quti H encuanlrll en lol loa L TM'.ti pwa loa indic:adorn sin embargo __ .. una vez implementados •loa deb«'an •• ...... ..,,.

at1Í:\ÍOI 10 2G 27 28 29 30. 31 5' 5' .,..u,a de mecfic:l0r'I loa c:ulllaa cumplen con 111 evaluadoa en au e,ec:,..;:IOn v cumpiml-,ID 32 y33 ll'lfotm■clCll'I mrwn• • conien« de ac:t.tado a lo lldeffli• al H UIA dando c00ef1Ura e lo• utlblac:ldo.,loaLT� art,r:uk>s manifesladoa por el �ador como � 11 k,a L TfJM-1.

Cump61m.nro al aru:ulo 9 s. identific.a .. .Adml'ICStrador cW ac:iiw inlltgral Reaponubla oficial �.,.,.,,. au, daloa gene,-·• Si .. Pfe.sentl III áesq\aCIOn det Ruponuttle Obl de p,oduc:c:!On bloque AS02-03 como

como• el puMIO qua ocupa M 111 rMponaable ofo■I _,,preu 't M4 datos d■ c:ontliCID

En el Pw-1» de Mitdo6n y en ..

O. lu dlnwcionea medci6n de nna�• P10 .. 5' O. ac:uwdo a loa ciagramu prMenlados PIO M

pocHn mtlllarae denwcionu de ldentific:an�wilo&••leffl•de mecfic:10n ll.lber• wrdic•., dirllgrwnH

Pte,a.,lllf III descns,ct6n de lo& El Operado, PetroA■ro p,•anlll III deacnpción de los ldlllmU lllleifflMnc:09 con que H s•111m• �etrcoa con que cuenta M loa Punlos

Telametril cueni.t o bien los p,ogramu da .. .. de Mldci6n de conformidad con lo Mtah611c:ido en el ac:IMd■du • reúz• g.sa coni. .U:ulo 19. y maniflMIII que ac:1Ua1m-,1a M

con- enc...ntran operando

• ' • � Kll nJ/ ti<• - ,.�'""" thd11J011d•m,.. 35

El 0perador P•alaro dlib9r• gar�que--�delea

O. acu.doalol proeedm..,.pr...-..doe para S. lderidlca de acUlfdo • 10 p,91eructo y

HdroaftuolaaP'-'adetiann,... m.,,.,_tadoqtaparaelac:•i. gasy 10 19 fraccicn W c-.d _, _, Punlo de Madleo,. _, 1011 5' 5'

la deWmnacicn de caicUd y su as;gnaacn • condenudo los pll'li0I propatoe cl.fflpifan

wm.-.. de lo •lableeido en al Operador Ptlt'dwo uegura su delaminaciOn ., 1o11

ccn la c-.dad LMZ:ando la intr .. lrUl:tln a,11ctJo 28 de 1m pres.,.. �dllMlldíc:tan

•11s1at1A de pemu �,., ..

El ?..neo da Medcoi ._, nek.-i,.-, compul,lcklr de"'-'° con tu lot PIM1101 de Meciel6n propuN'°9 curan con

fl.n::IOMI de segi.rldad cpara!NU ...,,.,101 �111101 (com�de �). loa 19 fraecó, V Com ........ de .... y f•ieu qua ro pe,m11.an 5' 5' clNS CuetUn con segundad pe,• su KCNO y

1lterK10Mt ul c:omo contar con 111 e:� lol algcwlm011 de calc:!Jo para la capKidad d• resguardar la delermnacl6n de loe Qlm ... r-.co.

infarmac:iión

S. ICMnllfic:a � hlypr(9MIH uoc:iadol a 111

l.a.r•�deloamlr\Jrnena S. pre,aentln c:eniludos de c:•ac.16n c:omo callbrac:i6n c:cn lo�_, Operador PWOWO

21 de medida debsan i.. �-de la tr1zab6dad de loa dl.ffl_,loa CM �lanubldaddelolinatn.m ....

21 Delu---� mwologic:a • paltOl'a

5' ,... mddl lra:lrmac:1ánukada_,loa.,.... c;a,pe&a

p,ogramuquedal)tfMa•ac:tual&z.adoa

r-.c:�ol"llamKIO'WN M-42 LTW-llnC.-td.mbreNm� anuatm.,.yapkados.,�casoa•la brevedad para m�., c:crdlc:ianN y

dentro de loa parMlllflOa de 1neat1Kh.mtw.

t.o.P\TIIOadllJ.Wlemdeic. Ea lfflpor\ame que •ta rlorm11c:ión s•

1-boeertuot lqtadoa n:luywldo pa�de,...,,c;.• loa condensados deberw1•W

S.ldenlllc:an.,m�udenltnfflentac:tOn ene� r.guwda m� su Sdlam1 de

22 22 llf)O tuba• ., • Punto cbpuMIOS con un pacn:in de 5' 5' � �ltonN 11PO llber• n\aladoa _, MIO para 9'1111Órlygiarenc:..-n_., pcl'OhpatlN H

de•- ,.,_enc: .. tipollbar•�-- En bp111101dtlmedlc:!Onde11c:M11 •10deac...,doa r•alta qua donde ro H c:l.a'\ta con •to1

cuoa uc:epc:ionafes PalronN los di-v,amas ydesc:"f)QOl"IN pres�u patnra la traubllidAd SIi dar• .11 ..... de

""',._ tan:•oa ac:r«iltadoa

C..-np6mienlo • ■s hc:cw:w. l l 'f Par•• .. � •m�.,'-ptanta

o.•m.dlCIOndal 1 et. lfbctJo 23 PrM.rtar la dealwhtador• s.,,.,,., donde una parle• PfNWlta proc:tdim..., da m«iic:1Ón N'8tl:a

23 23 CMK,.,c:iClndlilm.-.tMI� 5' 5' �\tdll • pozo y Oh _,viada • la CAS C.CU .. .... p,odJclda afc:omoaumedic:ión o m.tc:O'I de •ta M leva •cabo., io. tanqUN .. ___

c:elc:tJopara •bal.anc•dal•• --

O.lam-'c!Órl EJ�•-pod,•

24 24 muibfbJc:a frac:ck:lnaa ,uslllc:wlauW&uciondem.ttdoru

,... ,... No ,wa.u p,�ta para medlc10n milllfáaic:a m�oa en su p1-, de

l lyl deurrolo para .. Extrac.c:IÓrl

Pr•entat ladN�ionbf .... de loapunlOlldam�tón IIPOY

\119.,-.,colgu■de M9cÍlc:IOn.,pl'Ullba,1 ót •P«�dem.didcf

No Pre,.,ta propuuta par• pruabas de pozo de 25 nc:«IIOl.ffltw.NOC:lada 'f� ,... ,...

- pozo de toa hidroc:ertuoa adic:IONI la conbnudad con el arte� l& de loa l TMM-1

LAlilc:KiOn en la qt.-H .,n,garin al c:omerc:� loll hldroc:ertK#oa

Tabla 11. Evaluación de los Mecanismos de Medición y Puntos de Medición.

b. Producción y Balance

El operador petrolero presento los procedimientos para la asignación de la producción,

de petróleo y gas con base en las mediciones fiscales, de transferencia, de referencia y

operacionales. Estos procedimientos describen los pasos para asignar la producción a la

asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo Cibix y sus respectivos pozos

considerando el porcentaje de aportación de cada una de las corrientes que confluirán a

partir de 2020 a la Batería de Separación Bellota, donde se tendrá la medición de

referencia. En lo que respecta a la determinación del volumen de condensados el

operador también presenta el procedimiento para estimar el contenido de líquido teórico

de una corriente de gas mediante el estándar API 14.5.

El proceso de balance se realiza con los datos diarios de producción, de distribución y los

puntos de venta, al fin de mes se verifica la información operativa y oficial, haciendo una

nueva iteración en el cálculo de las redes con los datos oficiales se determina la

asignación de la producción en función de los resultados provenientes de los sistemas de

medición fiscal, los cuales son el Centro Comercializador de Crudo Palomas para el

petróleo y los Centros Procesadores de Gas Cactus y Nuevo Pemex para el gas.

Los puntos de muestreo para determinar la calidad de los hidrocarburos correspondiente

a la AE-0056-2MsMezcalapa-06 Campo Cibix se encuentran en las salidas de aceite y gas

del separador de prueba que será instalado en el campo, en el caso de que este se

encuentre fuera de operación la muestra podrá tomarse por medio de un arreglo en la

bajante de los pozos. El muestreo para la determinación de calidad del aceite y gas se

-Ím>M•" ' ,.111. ,.,1..11 ti,·

tldrr,. u•-.m,., 36

realizan con la práctica estándar para el muestreo manual y productos de petróleo ASTM

D4057 y GPA 2166 respectivamente.

Solicitud Opinión Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos de

Medición mediante el Oficio 250.440/2019 de fecha 25 de julio de 2019, respectivamente

a lo cual mediante Oficio 352-A-I-017 de fecha 26 de julio de 2019, se respondió que no se

tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los Puntos de Medición presentada

por el Operador y correspondiente a la Asignación A-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo

Cibix " ... siempre .que los mecanismos de medición asociados a la propuesta; permitan la

medición y determinación de la calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible

determinar precios contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las

condiciones del mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la CNH relacionado

con esta propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes

consideraciones:

l) De conformidad con lo establecido" en el artículo 6 de los LTMMH, se asegurela aplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de laindustria en la medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo(American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstosen el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo a lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburosa evaluar en el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado ocomerciales, en virtud de las características de los hidrocarburos extraídos,observando en todo momento lo indicado en este artículo.

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de losLineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales einternacionales que correspondan y en caso de no existir normatividadnacional, se apliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11de dichos lineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintascorrientes de hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesarioprever la incorporación de una metodología de bancos de calidad que permitaimputar el valor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

Sin perjuicio de lo anterior, se advierte que los Mecanismos de Medición y el Punto de

Medición propuestos por el Operador cumplen con lo establecido en los LTMMH, es decir,

es posible llevar a cabo la medición y determinación del volumen y calidad de cada tipo

de Hidrocarburo provenientes del Campo Cibix, en términos del presente análisis técnico

y la evaluación de los Mecanismos de Medición correspondiente.

Obligaciones de PEP:

l. PEP deberá dar cumplimiento a los plazos y especificaciones manifestadas yevaluadas en el Plan de Desarrollo por esta Comisión, de conformidad con loestablecido en el presente Dictamen,

- ''�'"""'

, , .._,.._t,,'\Jldo• 11.,fr,.11 11bu11,o,

37

2. Dar aviso a esta Comisión - Dirección General de Medición y Comercialización de la

Producción cuando se finalice con cada una de las actividades relacionadas con lamedición de los hidrocarburos presentadas por el Asignatario en el Plan de

Desarrollo,

3. El Asignatario deberá dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de

medición aprobados con al menos quince días hábiles de anticipación, de

conformidad con el artículo 48 de los LTMMH,

4. Los volúmenes y calidades del Petróleo, Gas Natural y Condensado producidos, así

como los medidos en el Punto de Medición, deberán ser reportados de

conformidad con lo establecido en los formatos del anexo I de los LTMMH y

normatividad vigente. Asimismo, PEP deberá entregar el reporte de Producción

Operativa Diaria sin prorrateo o balanceo alguno.

S. PEP deberá adoptar un sistema de Gestión y Gerenciamiento de la medición

basado en la norma ISO 10012, de conformidad con lo establecido en los LTMMH, elcual contendrá y resguardará la información relacionada con los sistemas de

medición y los Mecanismos de Medición,

6. Para el cumplimiento del artículo 10 de los LTMMH, deberá proporcionar el balance

de los autoconsumos y características de los equipos generadores de

autoconsumos, así como de los equipos que bombean y miden el agua de

inyección,

7. Actualizar y mantener actualizado en censo de los sistemas de medición usados en los Puntos de Medición, así como los sistemas de medición operacional, referencia

y transferencia, conforme a lo establecido en el presente Dictamen,

8. El Asignatario deberá mantener y actualizar la documentación donde se demuestre

y acredite que el Responsable Oficial tiene las competencias, habilidades y

aptitudes para una correcta administración de los Sistemas de Medición,

9. PEP deberá utilizar sistemas telemétricos para monitorear en tiempo real la

Medición de los hidrocarburos en el Punto de Medición de conformidad con lo

establecido en el artículo 19, fracción 111 de los LTMMH,

10. El Asignatario deberá reportar la producción de condensados en el formato

CNH_DGM_VHP de los LTMMH. En el formato CNH_DGM_VHPM de los LTMMH, PEP

reportará los condensados líquidos medidos en los Puntos de Medición, así mismo

se deberán de reportar los condensados equivalentes calculados, mismos que se

deberán de calcular tomando como base el estándar API MPMS 14.5 utilizando

como insumo los resultados de análisis cromatográficos y volumen de gas

cuantificado para el área de asignación.

ll. El Asignatario deberá llevar a cabo mensualmente un análisis cromatográfico en

laboratorio del Gas Natural producido, así como un análisis cromatográfico en el

Punto de Medición para la determinación de la calidad, mismo que deberá remitir

a la Comisión como lo estipula el artículo 32 de los LTMMH.

12. PEP deberá mantener actualizada la información a disposición de la Comisión

referente al cumplimiento de lo dispuesto en cada uno de los artículos de losLTMMH en su versión más reciente, atendiendo en tiempo y forma cada uno de los

requerimientos, así como de lo establecido en el presente Dictamen.

13. Así mismo es necesario que PEP cuente con información actualizada sobre losdiagnósticos, programas, procedimientos, presupuestos de incertidumbre del

volumen medido estimado sobre el volumen a condiciones de referencia,

- '""''""'

' ' M ,..n.¡I 11, ttut,11, 11h,11t.-

38

I

monitoreo y transmisión de los datos en tiempo real y de cada una de las variables asociadas a los Sistemas de Medición de las mediciones propuestas (operacionales, de referencia, transferencia y fiscal), ya que los datos generados en estos sistemas se vuelven parte de los Mecanismos de Medición y por ende al Sistema de Gestión y Gerencia miento de la Medición.

74. Por último, es importante señalar que de conformidad con lo establecido en elartículo 47 de los LTMMH, PEP deberá someter a consideración de la Comisión laaprobación de las modificaciones sustantivas que en su caso requiera el Plan deDesarrollo para la Extracción, en relación con los Mecanismos de Mediciónaprobados mediante el presente Dictamen, sin perjuicio de los avisos yaprobaciones señaladas en los artículos 52 y 53 de los citados lineamientos.

f) Comercialización de Hidrocarburos

La evaluación se realizó de conformidad con el procedimiento establecido en los

Lineamientos que regulan el procedimiento para la presentación, aprobación y

supervisión del cumplimiento de los planes de exploración y de desarrollo para la

extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones. La cual, considera la estrategia

de comercialización presentada por el Asignatario en el Plan y lo establecido en las

fracciones 111.2.4.3 y 111.2.4.4 del Anexo 11 de los Lineamientos.

Derivado de lo anterior, se concluye lo siguiente:

El Operador Petrolero describe en el Plan que el gas es enviado a la Batería de Separación

Cunduacán I en una corriente multifásica. El gas separado se envía posteriormente a la

Estación de Compresión Cunduacán I y 11 por medio del cual se hace llegar a su destino

último en el Centro Procesador de Gas Cactus. Tabla 72.

Muestra Campo Cibix2

Componentes %Mol

N2 0.3064

CO2 0.7593

H2S o

C7 85.6671

C2 7.8978

C3 4.7666

iC4 0.3905

nC4 0.8847

iC5 0.7726

nC5 0.1844

C6+ 0.7706

Poder Calorífico 7,774.1

(BTU/SCF)

Tabla 12- Calidad del Gas del Area de Asignación.

Con datos proporcionados por el Operador Petrolero.

' :"lii,MM•t1Jlrlt - '·�·-··· tlul1oi: 11huu,-

Por su parte, el petróleo es enviado a la Batería de Separación Cunduacán en una

corriente multifásica, una vez separados los fluidos (líquidos) del gas, entonces los

líquidos son enviados al Complejo Samaria 11. La producción de la Asignación en cuestión

tiene como destino final la comercialización en el Centro Comercializador de Crudo

Palomas. Tabla 13.

Tablo 73. - Calidad del Petróleo del Área de Asignación.3

Para ambos casos se tiene contemplada la construcción de infraestructura nueva que

modificará la trayectoria de las corrientes de hidrocarburos contemplándose éste a partir

de noviembre 2020.

g) Programa Aprovechamiento del Gas Natural

PEP plantea como uno de los objetivos del Plan presentado, maximizar el

aprovechamiento de gas del Campo y comprimirlo para su envío a plantas procesadoras,

así como cumplir con la Meta de 98% de Aprovechamiento de Gas (MAGt).

La MAGt, iniciará y mantendrá de manera sostenida un nivel de aprovechamiento del

98% anual a partir del año 2019, así mismo, referente a las acciones para el cumplimiento

de la MAGt no se programan inversiones y actividad física en materia de adecuación o

modificaciones de instalaciones para el aprovechamiento y destrucción controlada, ya

que con la infraestructura existente se cuenta con la capacidad del manejo de la totalidad

del gas producido, la cual dispone de un programa de mantenimiento preventivo y

predictivo para mantener la confiabilidad y continuidad operativa de los equipos de

compresión de gas ubicados en la Estación de compresión Cunduacán.

Referente a los proyectos requeridos para el manejo, aprovechamiento y conservación

del gas natural asociado en años posteriores al 2019, no se requiere la implantación de

infraestructura adicional durante el ciclo de vida de la asignación, en la Fig.78, se muestra

la capacidad de compresión instalada actual del orden de 350 MMpcd hasta octubre de

2020 yl72 MMpcd a partir de noviembre de 2020 cuando se derive producción a la batería

de separación Bellota, se observa que durante el periodo 2019-2033 la producción del

Campo es manejable.

En atención al artículo 39, fracción VII de la LORCME, la MAGt iniciará y se mantendrá de

manera sostenida en un nivel de aprovechamiento del 98% anual a partir del año 2019

hasta el año 2033, es decir, toda la vida productiva del Campo hasta el límite económico

de la Asignación.

�

'Coe da<� pmpmdoead� po, el Ope,ado, Pe,mlem

Dicho porcentaje, tal como manifiesta PEP se analizará con los indicadores de desempeño referidos dentro del Plan.

El gas separado y rectificado en la Batería de Separación Cunduacán se enviará a la Estación de Compresión Cunduacán (1 y 11). con el objetivo de incrementar la presión del gas para finalmente descargar en alta presión hacia el Complejo Procesador de Gas Cactus, en donde se comercializa el gas. Esta filosofía de manejo se extenderá hasta octubre de 2020.

A partir de noviembre de 2020 se aplicará una nueva filosofía de manejo que consistirá en el envío de producción multifásica del Campo Cibix hacia la Batería de Separación Bellota. El gas separado pasará a la sección de rectificación para posteriormente ser enviado a la Estación de compresión Cunduacán que elevará la presión del gas hasta 34 kg/cm2 para enviarlo a la Estación de Compresión Paredón donde se incrementará la presión hasta 76 kg/cm2 y se enviará hacia el C.P.G. Cactus. Figura 28.

400 111 n, Cl 350 a,'00

'ai' 300 en, E 250 Gi n, 'ti... u[ 0. 200 n, :I'0 :I�- 150 .,111 e'0 100 n, '0'ün, so 0.n, u

Capacidad Instalada para el manejo de gas

/ Envío a EC Cunduacán

Envío a EC Bellota - EC Paredón

/

-Qg Cibix (MMpcd)

Otras asignaciones

% Aprovechamiento de gas

100%

98% 111 n, Cla,'0

96% �ea,·en,.e

94% �> o Q. <

92% �

O +--'--"T"'""--r--�--,---,---,---,.---,.---.---,----,.---,---,----r-�+ 90% o N o N

N o N

� o N

� o N

l/J N o N

lO N o N

Ñ o N

c:o N o N

CTI N o N

o

8 N

Figura 28. Capacidad instalada para el manejo del gas.

Fuente:PEP

§ N

N "1 o N

"1 "1 o N

Con base en lo establecido en las Disposiciones para el aprovechamiento de gas artículo 14, el cálculo de la MAG se estimó con la siguiente formula:

Dónde:

MAG: A + B + C + T X 100 Gp + GA

MAG = Meta de Aprovechamiento Anual. 777

t = Año de cálculo. A = Autoconsumo (volumen/año). B = Uso de Bombeo Neumático (volumen/año). C = Conservación (volumen/año). T = Transferencia (volumen/año). Gp = Gas Natural Asociado producido (volumen/año). GA = Gas Natural Asociado adicional no producido en Área de Asignación (volumen/año).

Con base en la fórmula para el cálculo de la MAG, se muestra el ejemplo del Campo para el año 2019:

MAG =[ o.oo+o+o+J.22 ¡ xl00= 98.00% 2019 (3.28+0)

En Tabla 14 se muestra la máxima relación gas-aceite esperado para las arenas de aceite negro y aceite volátil a la cual los pozos pueden operar.

Campo Cibix Máxima RGA

Aceite negro 670

Aceite volátil 2,800 Tablo 14. Máximo Relación Gas Aceite o lo que podrán producir

los pozos del Campo. (Fuente: PEP)

Resulta procedente autorizar que PEP utilice para autoconsumo como suministro neumático para la operación del sistema de control, con fundamento en el artículo 5 fracción I de las Disposiciones para el aprovechamiento de gas.

En consecuencia, dicho programa de aprovechamiento se propone aprobar toda vez que fue estructurado conforme al contenido establecido en los artículos 4, fracciones 11 y IV, 11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones de aprovechamiento de gas, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los Lineamientos.

W. Mecanismos de revisión de la Eficiencia Operativa en la

extracción y métricas de evaluación del Plan

Conforme al análisis de las actividades que se contemplan en el Plan, la Comisión determinó los siguientes indicadores de desempeño para la revisión de la eficiencia operativa. Seguimiento del Plan: Con base en el artículo 31 fracciones VI y VIII de la Ley de Hidrocarburos, así como en el artículo 22 fracciones XI y XIII de la LORCME, la Comisión realizará el seguimiento de las principales actividades que realice el Asignatario, con el fin de verificar que el proyecto que este último lleve a cabo, de acuerdo con las Mejores Prácticas Internacionales y se realice con el objetivo principal de maximizar el valor de los Hidrocarburos. Por lo anterior, se presentan los indicadores que utilizará la Comisión con el fin de dar seguimiento al Plan.

-(u<M .. ,

, , , '-•u.n.al d•• tl•,f.1x.ut-..,,.,

i) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan se verificará el número por tipo

de actividades ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan,

como se observa en la Tabla 15.

Actividad

Perforación y terminación de pozos de desarrollo

Recuperación de pozos exploratorios'

Reparaciones mayores•

Reparaciones menores

Macroperas

Duetos

Taponamiento

Abandono

Cantidad

'Cabe menc,onor que PEP considera un total de 20 reparaciones mayores, de los cuales 17 de ellas se e1ecutarían sin equipo y 3 con equipo

Tablo 75. Indicador de desempeño de los actividades o ejercer dentro de lo Asignación.

(Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)

ii) Como parte del seguimiento a la ejecución del Plan, se verificará el monto de

erogaciones ejercidas respecto de las erogaciones contempladas en el Plan, como

se observa en la Tabla 76.

Sub-act1v1dad

Desarrollo

i. Construcción de instalaciones

ii. Perforación de Pozos

iii. Generalª

Produccion

iv. Duetos

v. Intervención de Pozos

vi. Construcción de instalaciones

viii Genera lb

viii Desmantelamiento de Instalaciones

Total inversiones

Otros egresos e

Total gastos Plan de Desarrollo Las sumas pueden no coinc1d1r por redondeo

a Considera únicamente el gasto operativo

Programa de

erogaciones

(MMUSD)

5.63

17.58

14.75

0.75

53.54

16.90

70.97

3.86

183.98

128.83

312.81

b Considera 63 SS MMUSD de Gasto Operativo y 7.42 MMUSD de Inversión

Erogaciones Indicador

Programa de eJerc1das

Erogaciones/ (MMUSD)

ejercidas

e Este rubro considera el mantenimiento y abandono de infraestructura existente por la cual se maneja la producción del Campo C1bix.

Tablo 76. Indicador de desempeño del Presupuesto Indicativo en función de los erogaciones ejercidos poro

Campo Cibix (Fuente: Comisión con lo información presentado por PEP)

iii) Las actividades Planeadas por el Asignatario están encaminadas a la producción de

hidrocarburos en la Asignación, misma que está condicionada al éxito de dichas

actividades. La Comisión dará el seguimiento a la producción real de aceite y gas

que se obtenga derivada de la ejecución de las actividades.

43

'

El Asignatario deberá presentar a la Comisión aquellos reportes que permitan dar

seguimiento y verificar el cumplimiento de la ejecución del Plan de Desarrollo, en los

términos que establecen el artículo 100 de los LINEAMIENTOS que regulan los Planes de

Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos.

Cabe hacer mención que en términos del artículo 62 de LINEAMIENTOS que regulan los

Planes de Exploración y de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos, la Comisión

podrá evaluar y decidir si con base en la información derivada del seguimiento al Plan de

Desarrollo para la Extracción se requerirá la modificación a dicho Plan.

VI. Sistema de Administración de Riesgos

Esta Comisión emite el presente dictamen para la aprobación correspondiente del Plan

de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de la Asignación AE-0056-2M

Mezcalapa-06 (Campo Cibix), sin perjuicio de la obligación de PEP de atender la

normativa emitida por las autoridades competentes en materia de Hidrocarburos, así

como todas aquellas que tengan por efecto condicionar el inicio de las actividades

contenidas en el Plan.

En relación con el Sistema de Administración de Riesgo, la Agencia Nacional de

Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector de Hidrocarburos

(ASEA o Agencia) informó, entre otras cosas lo siguiente:

"( ... ) La Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06, se encuentra amparada en la

autorización número: ASEA- PEM16007C/Al0417 (AUTORIZACIÓN) del Sistema de

Administración del REGULADO, ubicada en la Unidad de Implantación denominada:

Subdirección de Aseguramiento Operativo de lo Dirección de Exploración, con

número de identificación: ASEA-PEM76007C/AI0477-13.

( ... )

Por lo anteriormente expuesto, esta AGENCIA hace de su conocimiento que, para efectos de encontrarse amparadas en la AUTORIZACIÓN, las actividades

planteadas por el REGULADO para ser realizadas en del Plan de Desarrollo para la

Extracción de la Asignación AE-0056-2M-Mezcalapa-06 (Campo Cibix), el

REGULADO deberá realizar ante la AGENCIA lo siguiente:

l. Cumplir con lo establecido en el RESUELVE TERCERO del oficio resolutivo

ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2077 de fecha 13 de julio de 2077, mismo que a la letra

dice:

'TERCERO. - Previo a la ejecución de las actividades que no cuentan con la

aprobación de la COMISIÓN. la Empresa Productiva del Estado Subsidiaria de

Petróleos Mexicanos, denominada PEMEX Exploración y Producción, deberá

presentar ante la AGENCIA, la aprobación que la COMISIÓN en su momento le

otorgue.

-··�·-"'"º ' , "',,111 .. �•Jl ,to• 11 t,u1 11h,11,;<,

2. Ajustarse a lo establecido en artículo 26 de las Disposiciones administrativas de

carácter general que establecen los Lineamientos para la conformación,

implementación y autorización de los Sistemas de Administración de Seguridad

Industrial, Seguridad Operativa y Protección al Medio Ambiente, aplicables a las

actividades del Sector Hidrocarburos que se indican, publicadas el 13 de mayo de

2016 en el Diario Oficial de la Federación (LINEAMIENTOS); ingresando ante la

AGENCIA el trámite con homoclave ASEA-00-025 denominado "Aviso por

modificación al proyecto conforme al cual fue autorizado el Sistema de

Administración", del Registro Federal de Trámites y Servicios de la Comisión Federal

de Mejora Regulatoria.

Aunado a lo anterior, cabe señalar que el REGULADO está obligado a dar cabal

cumplimiento a los TÉRMINOS y RESUELVES establecidos en el oficio ASEA/UGI/DGGEERC/0664/2017 de fecha 13 de julio de 2017, y en el oficio de

modificación ASEA/UGI/DGGEERC/1178/2017 de fecha 27 de noviembre de 2017, así

como a los demás documentos oficiales que se hayan emitido con relación a las

Asignaciones de Extracción, Asignaciones de Exploración y Extracción y al Contrato, amparados en la AUTORIZACIÓN.

VII. Programa de cumplimiento de Contenido Nacional

Mediante oficio UCN.430.2079.0384, recibido en la Comisión el 19 de julio de 2079, la

Secretaría de Economía informó que el Título de Asignación asociado a la presente

modificación, carece de porcentaje mínimo de contenido nacional al que deban sujetarse

la asignación en el periodo de extracción, de acuerdo al Anexo 4 del mismo. Al carecer de

un porcentaje mínimo establecido, la Unidad de Contenido Nacional y Fomento de

Cadenas Productivas e Inversión en el Sector Energético no cuenta con elementos de

referencia para poder emitir una opinión del Programa de Cumplimiento, en materia de

contenido nacional.

En tal sentido, en cuanto al programa de cumplimiento del porcentaje de Contenido

Nacional, esta Comisión resalta las consideraciones siguientes:

El Anexo 11, numeral 2, apartado VIII de los Lineamientos, refiere que el programa de

cumplimiento del Contenido Nacional deberá estar contemplado en el Plan de Desarrollo

para la Extracción;

El inciso c) del Anexo 4 de la Asignación establece la obligación que deberá cumplir PEP

en materia de Contenido Nacional durante el periodo de Extracción:

11 ( ••• )

c) Durante el periodo en que se realicen actividades de Extracción:

En el supuesto del caso que prevé el Término y Condición Quinto, inciso C) y que

derivado de este, el presente Titulo de Asignación tenga que ser modificad�

/ 7 :__¡_

' ' ' ' • • • "IIM IOflJI rt,,• -{Olfll'Nll'l

' 111,lrrw .nhuro,

45[

para incluir actividades de Extracción, se anexará al Anexo 4 el

correspondiente porcentaje mínimo de contenido nacional y su programa de

cumplimiento respectivo.

( ... )"

[Énfasis añadido]

Por lo tanto, es atribución de la Secretaría de Energía (en adelante, SENER) establecer en

las Asignaciones un porcentaje mínimo de Contenido Nacional según lo dispuesto en el

artículo 46, tercer párrafo de la Ley de Hidrocarburos, siendo que el pronunciamiento

respecto de la verificación del Contenido Nacional y su programa de cumplimiento es

competencia de la SE, en términos del artículo 46, quinto párrafo de la Ley de

Hidrocarburos.

Con base en lo anterior es necesario proponer a SENER la inclusión del porcentaje mínimo

de Contenido Nacional y su programa de cumplimiento respectivo, respecto de las

actividades de Extracción a que hace referencia el inciso c) del Anexo 4 de la Asignación.

Por tanto, la presente aprobación surte efectos de opinión respecto de la modificación que

en su caso deba realizar la SENER. ello en términos de lo establecido en los artículos 6 de la

Ley de Hidrocarburos y 16 de su Reglamento. Asimismo, se hace del conocimiento de PEP

que, en caso de que la SENER modifique la Asignación, a fin de incluir el porcentaje mínimo

de Contenido Nacional para las actividades de Extracción, el programa de cumplimiento

de este deberá ser presentado ante esta Comisión y formará parte integrante del Plan de

Desarrollo para la Extracción.

VIII. Resultado del dictamen técnico

La Comisión llevó a cabo la evaluación del Plan presentado por el Asignatario de

conformidad con los artículos 44, fracción 11 de la Ley de Hidrocarburos; 39 de la LORCME;

6, 7, 8 fracción 11, 11,19, 20, 25 y demás aplicables de los Lineamientos. En virtud de lo

anterior, se determinó que las actividades incluidas en el Plan dan cumplimiento a la

normativa aplicable en el plazo que establece el Título de Asignación.

Lo anterior permite a esta Comisión determinar que PEP presentó los elementos para

acreditar el cumplimiento de las capacidades técnicas, financieras y de ejecución,

conforme a lo establecido en el Término y Condición Quinto, inciso C) del Título de

Asignación.

l. Fue elaborado de conformidad con los principios y criterios establecidos en los

artículos 7, 8, fracción 11, y 11 de los Lineamientos y en atención a las Mejores Prácticas de

la Industria.

2. Contiene los requisitos establecidos en los artículos 9, fracción 11, 12, fracción 11, 19,

20, 25 y el Anexo 11 de los Lineamientos.

' ��·- ,,��-·' fll<in• .11hunJ't.

1

Lo anterior se corrobora en términos de las constancias que obran en el expediente

CNH:SS.7/3/22/2019 Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo de la Asignación AE-0056-

2M-Mezcalapa-06 (Campo Cibix) de la Dirección General de Dictámenes de Extracción de

esta Comisión, cuyo contenido fue evaluado en atención a la información presentada por

el Asignatario y en atención a los principios de economía, eficacia y buena fe que rigen la

actuación administrativa, previstos en el artículo 13 de la Ley Federal de Procedimiento

Administrativo.

En atención al artículo 39 de la LORCME se cumple con las bases previstas en el mismo

en razón de que:

a) Acelerar el desarrollo del conocimiento del potencial petrolero del país

La toma de información propuesta durante la perforación y terminación, así como

en la vida productiva de los pozos consiste en la toma de registros básicos y

especiales, toma de núcleos convencionales, toma de muestras PVT de fondo y de

superficie, pruebas de presión; que servirán de insumos para validar el modelo

petrofísico a fin de actualizar el modelo geológico integral y construir un modelo

dinámico del yacimiento, para así reducir la incertidumbre en el cálculo del volumen

original y la extensión de los yacimientos de edad Mioceno Superior. Lo anterior

permitirá desarrollar un conocimiento general sobre el yacimiento del campo, lo

cual tendrá como resultado acelerar el desarrollo del potencial petrolero de la

Asignación y del país.

b) Elevar el factor de recuperación y la obtención del volumen máximo de petróleo

crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones económicamente

viables

Las actividades de desarrollo propuestas por el Asignatario permitirán recuperar un

volumen de 13.17 MMb de aceite y 32.91 MMMpc de gas hasta el límite económico de

la Asignación en 2033, lo anterior derivará en un factor de recuperación final

esperado de 10.97 % de aceite y 38.29 % de gas.

cJ La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad

energética de la Nación

Derivado de las actividades propuestas de desarrollo para los yacimientos del

Mioceno Superior, el Asignatario pronóstica recuperar un volumen de 13.17 MMb de

aceite y 32.91 MMMpc de Gas, lo cual equivale a un volumen estimado de 78.95

MMbpce al límite económico de la Asignación en 2033, por lo que el presente Plan

le permite al Asignatario sustentar reservas por las cifras mencionadas.

-ron,,..., , , ' , ....._N>tUldr

I INf1t.w .ubun,.

d} Promover el desarrollo de las actividades de exploración y extracción de

hidrocarburos en beneficio del país

El Asignatario propone perforar y terminar 6 pozos, recuperar el pozo exploratorio

Cibix- l, así como realizar 20 reparaciones mayores y 159 reparaciones menores,

asimismo realizará la toma de registros básicos y especiales con cable, registro LWD

en tiempo real, registros VSP registros de Hidrocarburos, núcleos, muestras de canal,

se tomarán muestras PVT de fondo y superficie, pruebas de presión-producción, se

realizarán registros estáticos por estaciones y se realizarán aforos.

e} La tecnología y el Plan de producción que permitan maximizar el factor de

recuperación, en condiciones económicamente viables

Una vez analizada la información remitida por el Asignatario, la Comisión concluye

que las tecnologías a utilizar en el ámbito de ingeniería de yacimientos, perforación

y producción son las tecnologías más adecuadas para realizar las actividades de

Extracción de Hidrocarburos en la Asignación, las cuales, contribuirán a llegar a un

factor de recuperación. Derivado de la evaluación económica realizada al Plan de

Desarrollo se determina que tiene indicadores económicos positivos, lo cual deriva

que el proyecto se ejecute en condiciones económicamente viables.

fJ El programa de aprovechamiento del Gas Natural

PEP presentó el Programa de Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, el cual se

propone aprobar, ya que cumple con el contenido establecido en el artículo 4,

fracciones 11 y IV, 11, 13, 14, fracción 11, 19 y 22 de las Disposiciones para el

aprovechamiento de gas, 7, fracción VII y artículo 8 fracción 11, inciso g) de los

Lineamientos.

Dicho Programa considera una MAG de 98% a partir del inicio de la producción en

2019 y se mantiene durante toda la vigencia del Plan. Asimismo, PEP presentó la

máxima RGA esperada en los pozos de desarrollo de aceite negro de 670 m3/m3 y

para aceite volátil de 2,800 m3/m3 considerados en el Plan, la cual se propone

aprobar en términos de los referido en el apartado IV inciso g) del presente

Dictamen Técnico.

g} Mecanismos de medición de la producción de Hidrocarburos

De acuerdo con el análisis y la evaluación realizada a la información presentada por

PEP, respecto de la propuesta de los Mecanismos de Medición para la Asignación

A-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo Cibix en la solicitud de aprobación de su Plan de

Desarrollo, la cual consiste en manejar y medir la producción de los hidrocarburos

desde los pozos hasta los Puntos de Medición mediante los Sistemas de Medición

propuestos para petróleo en el CCC Palomas, para gas los CPG Nuevo Pemex y

Cactus, los cuales fueron presentados como parte de los Mecanismos de Medición

en el Plan de Desarrollo y evaluados de acuerdo a lo descrito anteriormente,

comprometiéndose con esto a las fechas de ejecución y entrega de acuerdo a los

cronogramas de actividades presentados, los cuales fueron revisados y evalua)(

1

para el cumplimiento de la implementación de los Mecanismos de Medición, en los

términos que establecen los LTMMH, cumpliendo así con la normatividad vigente

para la medición dinámica de los hidrocarburos a producirse.

Por lo que, derivado de lo anterior, y como resultado del análisis y evaluación

realizada a la conceptualización para la implementación de los Mecanismos de

Medición y los Sistemas de Medición, se consideran técnicamente viables las

actividades propuestas por PEP, conforme a la evaluación de los Mecanismos de

Medición del presente Dictamen, en atención a las siguientes consideraciones:

Respecto a las actividades propuestas por PEP en el Plan de Desarrollo, se concluye

lo siguiente:

a) Se llevó a cabo la evaluación de los Mecanismos de Medición propuestos por PEP

para el Plan de Desarrollo, con base en el artículo 43 de los LTMMH, del cual se

concluye:

i. Se verificó la suficiencia de la información, de la cual se advierte que cumple con los

requisitos establecidos en los LTMMH, en particular el contenido referido en los

artículos 9, 19, 21, 22, 23, 25, fracciones 1, 11, 111, IV, VI, 26, 27, 28, 29, 30, 34, 35, 38, 39, 40

y 42.

ii. Se analizó la información proporcionada por PEP respecto a la Gestión y Gerencia

de la Medición, concluyendo que cumple con los requisitos para el contenido

integral del artículo 44 de los LTMMH, el cual deberá ser implementado en los

términos referidos en el artículo 42 de los LTMMH.

iii. Respecto a los componentes de los Mecanismos de Medición, se advierte que los

mismos son congruentes con el Plan de Desarrollo propuesto por PEP.

iv. Con base en los artículos 5 y 43, fracción IV de los LTMMH se solicitó la opinión de la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público con relación a la ubicación de los Puntos

de Medición mediante el Oficio 250.440/2019 de fecha 25 de julio de 2019,

respectivamente a lo cual mediante Oficio 352-A-I-017 de fecha 26 de julio de 2019,

se respondió que no se tiene inconveniente en la propuesta de ubicación de los

Puntos de Medición presentada por el Operador y correspondiente a la Asignación

A-0056-2M-Mezcalapa-06 Campo Cibix " ... siempre que los mecanismos de

medición asociados a la propuesta; permitan la medición y determinación de la

calidad de cada tipo de hidrocarburo y que sea posible determinar precios

contractuales para cada tipo de hidrocarburo que reflejen las condiciones del

mercado, conforme al Dictamen Técnico que emita la CNH relacionado con esta

propuesta.", manifestando que esta opinión se encuentra sujeta a las siguientes

consideraciones:

l) De conformidad con lo establecido en el artículo 6 de los LTMMH, se asegure laaplicación de las mejores prácticas y estándares internacionales de la industria enla medición de hidrocarburos.

2) Observar lo establecido en el Manual de Medición de Petróleo (Manual ofPetroleum Measurement Standards) del Instituto Americano del Petróleo

-r 777

49 t- ·•�'" ..

', , ..... ,,.,111•· 11 .. 1,,. Khu""

(American Petroleum lnstitute) para los procedimientos de medición previstos en el artículo 8 de los Lineamientos Técnicos.

3) De acuerdo con lo señalado en el artículo 28 de los LTMMH, que los hidrocarburosa evaluar en el punto de medición cumplan con las condiciones de mercado ocomerciales, en virtud de las características de los hidrocarburos extraídos,observando en todo momento lo indicado en este artículo.

4) De conformidad a lo señalado en las fracciones 1, V y VII, del artículo 41 de losLineamientos, que se cumpla con las normas y estándares nacionales einternacionales que correspondan y en caso de no existir normatividad nacional, seapliquen los estándares internacionales señalados en el Anexo 11 de dichoslineamientos.

5) Dado que en los puntos de medición propuestos convergerán distintas corrientesde hidrocarburos con calidades diferentes, se considera necesario prever laincorporación de una metodología de bancos de calidad que permita imputar elvalor de las corrientes a cada una de las áreas de las que provengan.

b) Respecto a los resultados de la evaluación realizada a los Mecanismos de Medición

y lo estipulado en el artículo 46, se establece lo siguiente:

a) En cuanto a la propuesta de los Mecanismos de Medición se concluye quees viable y adecuada en su implementación para la Asignación.

b) Respecto de la determinación de la ubicación de los Instrumentos de

Medida y Sistemas de Medición para llevar a cabo la medición de losHidrocarburos en los Puntos de Medición, así como la Medición

Operacional y de Transferencia, la misma se encuentra definida en lasc) Fig. del presente dictamen.d) Se determina que deberá dar mantener y dar cumplimiento a los valores

de Incertidumbre y parámetros de calidad referidas en los artículos 28 y 38de los LTMMH para los Sistemas de Medición instalados y a instalar, así

como dar aviso de la entrada en operación de los sistemas de medición ala Comisión conforme al artículo 48 de los LTMMH.

e) Con el objeto de asegurar el funcionamiento y la mejora continua de los

Mecanismos de Medición, se propone aprobar los programas de losDiagnósticos presentados por parte de PEP, en términos del artículo 42,

fracción XI de los LTMMH.

f) En cuanto a la determinación y asignación de los volúmenes para el Área

de Asignación Campo Cibix en los Puntos de Medición y conforme a losMecanismos, PEP deberá realizarla en los términos manifestados yevaluados en el Dictamen y el Plan de Desarrollo presentado, por lo que yano se deberá utilizar la metodología del Séptimo Transitorio ni considerarel Punto de Medición del Anexo 111 de los LTMMH.

Cabe señalar que previo a la ejecución de las actividades del Plan, el Asignatario

deberá contar con las autorizaciones, aprobaciones, permisos y demás actos

administrativos o requisitos para realizar las Actividades Petroleras conforme a la Normatividad Aplicable y al contenido del Título de Asignación para la Extracción

de Hidrocarburos emitido por la SENER.

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•, .,_ "u,n.il ,1,,_, IIMf"" uh,,H,.

IX. Recomendaciones

l. Se recomienda a PEP la toma de información con miras hacia la caracterización

del tipo de daño, con el objetivo de estar en posibilidad de determinar una

estrategia para disminuirlo y reducir las caídas de presión, lo anterior, derivado de

la respuesta de la prueba de presión realizada en el pozo Cibix-1.

2. Con base en la evaluación petrofísica proporcionada por PEP, se recomienda

dadas las propiedades petrofísicas calculadas por el Asignatario, que las arenas

148 y 14C deberían ser consideradas para evaluación subsecuente a través de

probadores de formación o bien pruebas de presión, las cuales sirvan para

determinar índices de productividad y propiedades hidráulicas de las arenas.

3. Derivado de las pruebas de presión y producción en el pozo Cibix-1 se observa la

existencia de barreras sellantes, por lo que se recomienda a PEP que se realice

una prueba de interferencia con el objetivo de evaluar la transmisibilidad en la

continuidad hidráulica del horizonte en evaluación.

4. Se recomienda a PEP realice pruebas de presión-producción en las arenas no

probadas, con el objetivo de validar los volúmenes estimados de hidrocarburos,

así como la existencia de flujo fracciona! de agua.

S. Dado que el Contacto Agua-Aceite fue estimado con base en registros geofísicos,

se recomienda la adquisición de información, para estimar con mayores

elementos técnicos la posición de los contactos de cada arena

6. Una vez estimados con mayor precisión los Contactos Agua-Aceite, se

recomienda recalcular los gastos críticos en función de los Contactos actualizados.

7. Toda vez que el espesor de las arenas es relativamente pequeño, menor a 8.5 m,

se recomienda optimizar los gastos de producción con base en las condiciones

operativas y muestreos de agua continuos, con el objetivo de minimizar el riesgo

de irrupción de agua.

8. Las arenas MS-3 y MS-5 resultaron productoras de gas no asociado, y dado que por

debajo de ellas se encuentran las arenas MS-1 y MS-2, se recomienda a PEP evaluar

la posibilidad de utilizar el gas de las arenas MS-3 y MS-5 como un sistema artificial

de bombeo neumático natural, cuando la presión de las arenas lo permita.

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E�

jf ING. FABIOLA OLIVARES PEREZ

Jefa de Departamento

Dirección General de Dictámenes de Extracción y su Supervisión

ELABORÓ

LIC. BERTHA LEONOR FRÍAS GARCÍA

Directora General Adjunta

Dirección General de Prospectiva y


ELABORÓ

Dirección General de Medición y

Comercialización de la Producción

MTRA. MA MERCADO

Directora General de Prospectiva y


REVISÓ

MTAERTH� CONZÁLEZ MORENO

Directora General de Medición y

Comercialización de la Producción

REVISÓ

Director General de Dictámenes de Extracción y su Supervisión

AUTORIZÓ

ING. JULIO C

Los firmantes del presente Dictamen o hacen conforme al ámbito de sus competencias y

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facultades, en términos de lo establecido en los artículos 20, 35, 37 y 42 del Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para consideración del Órgano de Gobierno de la propia Comisión, y aprobación, o no aprobación, de la presentación del Plan de Desarrollo del Campo Cibix, el cual se encuentra dentro de la Asignación de Exploración AE-0056-2M-Mezcalapa-06.

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Dictamen Técnico del Plan de Desarrollo para la Extracción ...€¦ · El Campo Cibix fue...

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